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I
Escola Superior de Tecnologia de Tomar
Sérgio Miguel da Costa Godinho
Sistemas para Autoconsumo
Relatório de estágio
Orientado por:
Professor Doutor Jorge Guilherme – Instituto Politécnico de Tomar
apresentado ao Instituto Politécnico de Tomar
para cumprimento dos requisitos necessários
à obtenção do grau de Mestre
em Engenharia Eletrotécnica – Especialização em Controlo e Eletrónica Industrial
III
Dedico este trabalho a todas a pessoas que acreditaram em mim
V
Resumo
Este relatório foi desenvolvido no âmbito da unidade curricular de estágio do
Mestrado em Engenharia Eletrotécnica com especialização em Controlo e Eletrónica
Industrial, demonstra-a atividade desenvolvida como estagiário na empresa CRITICAL
KINETICS, Unip.
As energias renováveis surgiram para melhorar o ambiente pois são uma solução
100% limpa, que reduz as emissões de gases que contribuem para o efeito de estufa,
reduzindo desta forma a dependência nos recursos fósseis contribuindo para a independência
energética.
Neste relatório está contida toda a informação adquirida em sistemas de
Autoconsumo Fotovoltaico, desde a Análise Consumos, Dimensionamento, Análise Técnica
dos Sistemas de Autoconsumo Fotovoltaico, Análise Técnica, Estudos Económicos-
Financeiros, Orçamentação, até à Montagem destes Sistemas.
Palavras-chave: Autoconsumo Fotovoltaico, Inversores, Módulos Fotovoltaicos, Viabilidade
Económica, Bombagem Solar.
VII
Abstract
This report was developed within the Master Degree in Electrical Engineering, with
specialization in Control and Industrial Electronics, and demonstrates the developed activity
during a traineeship in CRITICAL KINETICS, Unip.
The renewable energies have come up to improve the environment because they are
a 100% clean solution, once it reduces the gases emissions that contribute to the greenhouse
effects and reduces the dependence on fossil fuels, making a major contribution the energy
independence.
In this report there is all the information related to the knowledge acquired in
Photovoltaic Autoconsumption system, through the analysis of customers consumption,
dimensioning of the project, technical analysis of the Photovoltaic Autoconsumption
Systems, economic and financial studies, budgeting and assembling of the systems.
Keywords: Autoconsumption; Photovoltaics; Inverters; Photovoltaic Modules; Economic
Viability, Solar Pumping.
IX
Agradecimentos
Ao meu orientador Professor Jorge Guilherme que me ajudou e apoiou desde o início.
Ao diretor de curso pelos conselhos que me deu.
A todos os meus professores que que me auxiliaram ao longo do meu percurso académico
Ao Engenheiro Hugo Barbosa, CEO da empresa CRITICAL KINETICS pelo apoio e
disponibilidade prestada.
Aos meus amigos que me ajudaram e apoiaram direta e indiretamente, principalmente
aos meus colegas Ana Oliveira, Beatriz Lopes, Bruno Pereira, Carlos Pereira, Cláudio Costa,
Diogo Sucena, Edgar Vieira, Fábio Moreira, Filipe Braz, Juliana Mendes, Nelson Reis, Patrícia
Oliveira, Paula Marques, Ricardo Silvestre, Rui Santos e Tiago Carvalho.
E principalmente à minha família pelo apoio incondicional.
XI
Índice
Resumo ................................................................................................................................. V
Abstract ............................................................................................................................... VII
Agradecimentos ................................................................................................................... IX
Índice ................................................................................................................................... XI
Índice de Figuras ............................................................................................................... XV
Listas de abreviaturas e siglas .......................................................................................... XXI
Listas de símbolos ......................................................................................................... XXIII
1. Introdução ................................................................................................................... 1
2. Apresentação da Empresa ........................................................................................... 3
2.1- Missão ..................................................................................................................... 5
2.2- Visão ....................................................................................................................... 5
2.3- Valores .................................................................................................................... 5
3- Estado da Arte ................................................................................................................... 7
3.1 – História da Tecnologia Fotovoltaica ......................................................................... 7
3.2 – Evolução da Energia Fotovoltaica........................................................................... 13
3.3 – Energia Fotovoltaica em Portugal ........................................................................... 14
4- Autoconsumo Fotovoltaico: Abordagem Tecnológica ................................................... 19
4.1 -O que é um autoconsumo fotovoltaico? .............................................................. 19
4.2 - UPAC (Unidades de Produção Autoconsumo) vs UPP (Unidades de Pequena
Produção) ......................................................................................................................... 19
4.3 -UPAC enquanto sistema isolado ......................................................................... 22
4.3.1-Com armazenamento ........................................................................................... 22
4.3.2-Sem armazenamento ............................................................................................ 23
XII
4.4 -Sistemas híbridos................................................................................................. 23
4.5- UPAC com ligação à RESP ...................................................................................... 24
4.6-Modulos/células solares fotovoltaicas ....................................................................... 25
4.6.1-Modelo equivalente de uma célula fotovoltaica .................................................. 25
4.6.2-Tipo de células fotovoltaicas ............................................................................... 31
4.6.3-Díodos by-pass e díodos de fileira ...................................................................... 39
4.6.4-Efeitos dos sombreamentos nos módulos fotovoltaicos ...................................... 40
4.7-Baterias de acumuladores – constituição e princípio de funcionamento ................... 42
4.7.1-Modelo de funcionamento de uma bateria .......................................................... 42
4.7.2-Acumuladores de chumbo-ácido selados (VRLA – Valve Regulated Lead Acid)
...................................................................................................................................... 44
4.7.3-Baterias de iões de lítio ....................................................................................... 45
4.7.4-Caracteristicas das baterias de acumuladores ...................................................... 45
4.7.5-Precauções na instalação de baterias ................................................................... 47
4.7.6-Manutenção das baterias ..................................................................................... 48
4.8-Regulador de carga .................................................................................................... 48
4.8.1-Tipos de reguladores ........................................................................................... 49
4.9-Inversores DC/AC ..................................................................................................... 51
4.10-Sistemas de monitorização ...................................................................................... 52
4.11-Software para projetar um sistema de autoconsumo ............................................... 54
5- Autoconsumo: Projeto .................................................................................................... 55
5.1-Analise de consumos ................................................................................................. 55
5.2-Dimensionamento ...................................................................................................... 57
5.2.1-Modelação 3D em SketchUp ............................................................................... 64
5.2.2-Dimensionamento do sistema de autoconsumo no PVsyst ................................. 66
5.3-Estudo da viabilidade económica .............................................................................. 73
XIII
6-Bombagem Solar .............................................................................................................. 81
6.1-Dimensionamento bombagem solar ........................................................................... 83
7-Conclusões ....................................................................................................................... 89
8- Referências Bibliográficas .............................................................................................. 91
9-Anexos .............................................................................................................................. 95
XV
Índice de Figuras
Figura 1- Departamentos da Critical Kinetics ....................................................................... 3
Figura 2 - Jöns Jacob Berzelius (1779-1848) [13] ................................................................ 7
Figura 3 – Alexandre Edmond Becquerel (1820-1891) [15] ................................................. 8
Figura 4 - Willoughby Smith (1828-1891) [12] ..................................................................... 8
Figura 5 – William Adams (1836-1915) [17]......................................................................... 9
Figura 6 –Heinrich Hertz (1857-1894)[18] ........................................................................... 9
Figura 7- Wilhelm Hallwachs (1859-1922) [19] ................................................................. 10
Figura 8 – Robert Andrews Millikan (1868-1953) [20] ....................................................... 10
Figura 9-Jan Czochralski (1885-1953) [21] ........................................................................ 11
Figura 10 - Albert Einstein (1879-1955) [22] ...................................................................... 11
Figura 11 – VANGUARD-1 [23] ........................................................................................ 12
Figura 12 – EXPLORER-6 [24] .......................................................................................... 12
Figura 13 – NIMBUS [25]................................................................................................... 13
Figura 14 – Taxa de dependência energética [27] ............................................................... 15
Figura 15 – Irradiação Solar na Europa [29] ....................................................................... 16
Figura 16 - Irradiação em Portugal [30] .............................................................................. 16
Figura 17 – Potência Instalada [31] ..................................................................................... 17
Figura 18 – Produção Anual [31] ........................................................................................ 17
Figura 19 – Central Fotovoltaica da Amareleja [32] ........................................................... 18
Figura 20 – Exemplo de uma UPAC ................................................................................... 20
Figura 21 – Processo relativo ao licenciamento de uma UPAC com potência superior a
1500W [34] .......................................................................................................................... 20
Figura 22 – Exemplo de uma UPP ...................................................................................... 21
Figura 23 – Processo relativo ao licenciamento de uma UPP [34] ..................................... 21
Figura 24 - Sistema fotovoltaico isolado com armazenamento ........................................... 22
Figura 25 – Sistema fotovoltaico isolado sem armazenamento .......................................... 23
Figura 26 – Sistema Híbrido Isolado [35] ........................................................................... 24
Figura 27 – Célula fotovoltaica e modelo equivalente ideal alimentando uma carga Z [37]
............................................................................................................................................. 25
Figura 28-Circuito Equivalente e curva característica da célula sem luz solar [37] ........... 26
XVI
Figura 29 – Descolamento das curvas I-V de uma célula exposta à escuridão [37] ........... 27
Figura 30 - Circuito Equivalente e curva característica da célula irradiada [37] ................ 28
Figura 31 – Curvas I-V, sob condição de incidência de irradiação solar [37] .................... 28
Figura 32 – Circuito equivalente do modele real de uma célula fotovoltaica [37] ............. 30
Figura 33 – Influência da resistência em serie na célula fotovoltaica [37] ......................... 31
Figura 34 – Influência da resistência em paralelo na célula fotovoltaica [37] .................... 31
Figura 35 – Células de silício monocristalino [39] ............................................................. 32
Figura 36 – Células de silício policristalino [39] ................................................................ 32
Figura 37 – Célula de Silício de Amorfo [39] ..................................................................... 33
Figura 38 – Célula fotovoltaica, Painel fotovoltaico e Instalação fotovoltaica [17] ........... 33
Figura 39 – Ligação das células no módulo Fotovoltaico [40] ........................................... 34
Figura 40 – Constituição de um módulo fotovoltaico [37] ................................................. 34
Figura 41 – Modulo fotovoltaico em pormenor [37] .......................................................... 34
Figura 42 – Constituição do módulo fotovoltaico [37] ....................................................... 35
Figura 43 – Ligação interna de um módulo fotovoltaico [37] ............................................ 35
Figura 44 – Curva caraterística da célula fotovoltaica [37] ................................................ 36
Figura 45 – Calculo para o fator de forma [37] ................................................................... 38
Figura 46 – Calculo para o fator de forma [37] ................................................................... 39
Figura 47- Díodo by-pass num módulo fotovoltaico [37] ................................................... 40
Figura 48 – Díodos de by-pass e díodos de fileira [37] ...................................................... 40
Figura 49 – Fileira fotovoltaico com um módulo sombreado [37] ..................................... 41
Figura 50 – Modulo fotovoltaico sombreado com díodos de by-pass [37] ......................... 42
Figura 51 – Circuito equivalente da uma bateria [43] ......................................................... 43
Figura 52 – Bateria de chumbo-ácido selada [41] ............................................................... 44
Figura 53-Bateria AGM [44]............................................................................................... 45
Figura 54 – Bateria de iões de lítio [45] .............................................................................. 45
Figura 55 – Regulador de Carga [46] .................................................................................. 49
Figura 56 – Regulador de carga em serie [41] .................................................................... 50
Figura 57-Regulador de carga em paralelo [41] .................................................................. 51
Figura 58 – Regulador MPPT [41] ...................................................................................... 51
Figura 59 - Inversor Fronius® [48] ..................................................................................... 52
Figura 60 - Sistema de monitorização Solar Log [50] ........................................................ 53
XVII
Figura 61 – Telecontagem da EDP em Excel ...................................................................... 56
Figura 62 – Importação dos valores da telecontagem para a folha desenvolvida pela CK . 57
Figura 63 – Excerto da folha de Excel a ser importada para o software PVsyst ................. 57
Figura 64 – Software de modelação 3D em SketchUp ........................................................ 64
Figura 65 – Georreferenciação do sistema de autoconsumo fotovoltaico ........................... 64
Figura 66 – Modelação do edifício onde vai ser instalado o sistema de autoconsumo
fotovoltaico .......................................................................................................................... 65
Figura 67 – Introdução de valores do Skelion ..................................................................... 65
Figura 68 – Modelo 3D do edifício com a instalação fotovoltaico numa estrutura
complanar ............................................................................................................................ 66
Figura 69 – Georreferenciação no PVsyst ........................................................................... 67
Figura 70 – Inclinação da estrutura dos módulos fotovoltaicos .......................................... 67
Figura 71 – Escolha dos módulos fotovoltaicos e inversores .............................................. 68
Figura 72 – Gráfico do dimensionamento do array ............................................................ 69
Figura 73 – Seleção da secção dos cabos fotovoltaicos ...................................................... 69
Figura 74 – Esquema de ligação do sistema fotovoltaico ................................................... 70
Figura 75 – Escolha das variáveis para o projeto ................................................................ 71
Figura 76 – Consumos e previsões da instalação fotovoltaica ............................................ 72
Figura 77 – Diagrama de perdas do sistema fotovoltaico ................................................... 72
Figura 78 - Seleção da tarifa ................................................................................................ 74
Figura 79 – Gráfico com os consumos ................................................................................ 75
Figura 80 – Representação gráfica do período de retorno de investimento ........................ 76
Figura 81 – Tabela resumo .................................................................................................. 79
Figura 82 - Bomba helicoidal e bomba centrífuga .............................................................. 81
Figura 83 - Disposição do sistema de bombagem solar [53] ............................................... 84
Figura 84 - Escolha do sistema de bombagem .................................................................... 85
Figura 85 – Software COMPASS 3.1 (painel introdução parâmetros) ............................... 85
Figura 86 – Caudal diário e caudal horário ......................................................................... 87
Figura 87 – Médias diárias do sistema de bombagem ......................................................... 87
Figura 88 – Esquema elétrico de ligação dos módulos fotovoltaicos.................................. 88
XIX
Índice de Tabelas
Tabela 1 - UPAC vs UPP [36] ............................................................................................. 21
Tabela 2 - Dados do módulo fotovoltaico [51] ................................................................... 59
Tabela 3 – Dados do inversor Fronius Symo 20.0-3-M de 20kW [52] ............................... 60
Tabela 4 – Input dos valores das variáveis .......................................................................... 73
Tabela 5 – Tabela do ciclo horário (tetra-horário) .............................................................. 74
Tabela 6 – Considerações para o estudo económico-financeiro.......................................... 75
Tabela 7 – Indicadores revelantes para estudo económico-financeiro ................................ 76
Tabela 8 – Valores da tarifa de energia elétrica com base no aumento percentual anual para
os diferentes períodos horários ............................................................................................ 77
Tabela 9 – Valores de energia elétrica utilizados para autoconsumo e poupança mensal .. 78
XXI
Listas de abreviaturas e siglas
AC – Corrente Alternada
AGM – Absorbent Glass Material
AQS - Águas Quentes Sanitárias
CIAF -Curso Intensivo em Autoconsumo Fotovoltaico
CIEG – Índice Económico Geral
CK – Critical Kinetics
CNAF – Congresso Nacional de Autoconsumo Fotovoltaico
CUR – Comercializador de Último Recurso
DC – Corrente Contínua
DC/AC – Corrente Contínua para Corrente Alternada
DC/DC – Corrente Contínua para Corrente Contínua
DGEG - Direção Geral de Energia e Geologia
DOD – Depht of Discharge
DSP – Processo digital de sinal
EDP – Energia de Portugal
Eng.º- Engenheiro
EPIA -European Photovoltaic Industry Association
ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
XXII
FV – Fotovoltaico
LCOE – Levelizad Cost of Energy
MPPT – Maximum Power Point Tracking
PRIA – Payback com atualização de capital
PV – Photovoltaic
RESP – Rede elétrica de serviço público
ROI – Return on Investment
ORD – Operador da Rede de Distribuição
SEN- Sistema Elétrico Nacional
TIR – Taxa Interna de Rentabilidade
TON – Toneladas
UPAC - Unidades de Produção Autoconsumo
UPP - Unidades de Pequena Produção
VAL – Valor Atualizado Líquido
VRLA – Valve Regulated Lead Acid
VBA – Visual Basic Applications
S. – São
SRUP – Sistema de Registo de Unidades Produção
STC – Standard Test Conditions
3D – Três Dimensões
XXIII
Listas de símbolos
A – Ampere
CdS - Sulfureto de Cádmio
GaAs - Arseneito de Gálio
Ge- Germânio
GW - GigaWatt
I – Corrente
I-V – Relação entre corrente e tensão
kW- kilo Watt
kWh – kilo Watt hora
kWh/mês – kilo Watt hora por mês
kWn – kilo Watt nominal
kWp- kilo Watt pico
MWp – Mega Watt pico
m – metros
mm – milímetros
mm2 – milímetros quadrados
MW-Mega Watt
Pn – Potência nominal
XXIV
Pp – Potência de pico
Si - Silício
U – Tensão
V – Volt
Wp – Watt pico
W/m2 – Watt por metro quadrado
€ - Euro
€/mês – Euro/mês
€/kWh – euro por kilo Watt hora
% -Percentagem
® - Registado
ºC – Graus Celsus
ºK – Graus Kelvin
1
1. Introdução
Na realização deste estágio foi importante possuir conhecimentos sobre energias
renováveis, em especial, sistemas fotovoltaicos. Para melhorar os conhecimentos adquiridos
na disciplina de Geração e Armazenamento de Energia a empresa proporcionou-me
formação, com a participação no curso CIAF que consiste no estudo em sistemas de
autoconsumo com uma duração de 40 horas. Este curso foi importante, já que permitiu
adquirir conhecimento dos vários sistemas de autoconsumo.
Portugal é um país com poucos recursos fósseis, nomeadamente, petróleo, gás natural e
carvão mineral, o preço destes recursos oscilam em função da oferta e da procura dos
mercados.
A dependência energética acentuou-se nos últimos anos, para responder a esta
problemática surge a implementação de energias renováveis, como a Eólica e a Fotovoltaica.
A energia produzida é 100% limpa (no local onde está a ser produzida) e reduz as
emissões de gases que contribuem para o efeito de estufa. O investimento em energias
renováveis contribui para a independência energética.
A produção descentralizada de energia apresenta, como vantagem geral, o consumo nas
imediações do local da produção, sendo o excedente injetado na RESP para chegar a lugares
mais remotos.
Neste relatório irei descrever dois projetos que realizei na empresa, projetos de energia
fotovoltaica que estão nos capítulos 5 e 6, um de autoconsumo fotovoltaico e o outro de
bombagem solar. Estes dois projetos foram dois dos vários que elaborei ao longo deste
estágio.
3
2. Apresentação da Empresa
A Critical Kinetics Unip., à frente denominada apenas por CK, é uma empresa na área
das energias renováveis, apostando forte na Energia Solar.
A CK tem a sua sede localizada em Torres Novas, tem escritórios espalhados pelo país
em Lisboa, Montemor-o-Velho, Matosinhos e S. Brás de Alportel.
A empresa possui vários departamentos como está demonstrado na seguinte figura 1.
Figura 1- Departamentos da Critical Kinetics
A SMARTPV tem soluções para autoconsumo, oferece uma gama de produtos e
serviços tecnológicos. Este departamento conta com um serviço personalizado que associa
soluções de energia solar fotovoltaica adaptadas a cada cliente [1].
4
A AGRO CK foi concebida para apoiar e apresentar soluções tecnológicas para os
setores da agroindústria. Estes setores da atividade económica podem beneficiar de soluções
tecnológicas com vista a melhorar o desempenho e eficiência dos seus negócios, com
destaque para a utilização das energias renováveis, principalmente com o aproveitamento da
Energia Solar [2].
A CK Solar Academy como o nome indica é uma academia de formação que tem
como objetivo oferecer formação na área Energia Solar, onde se considera que a oferta de
mercado é escassa ou de qualidade insuficiente. A CK Solar Academy leciona em diversos
países de língua portuguesa (Angola, Brasil e Moçambique). Os cursos lecionados são
certificados pela AHPTUS- Academia de Competências. Também este departamento
organiza eventos anuais como o CNAF e a AGROTECNOLÓGICA [3].
O departamento LED 21 é especializado em iluminação, tem como missão satisfazer
as necessidades luminotécnicas de todo o tipo de consumidores, do sector residencial,
serviços ou do sector industrial de uma forma eficiente [4].
O departamento da Mobilidade 21 apresenta uma gama de veículos elétricos amigos
do ambiente, que vão ao encontro das necessidades de mobilidade [5].
CK COMFORT apresenta as melhores soluções de climatização e produção de AQS
de Base Renovável e Convencional [6].
A CK EFFICIENY oferece soluções de Eficiência Energética, serviços de
Certificação Energética e Auditorias Energéticas [7].
A Research & Development é o departamento que aposta no trabalho dos recém-
licenciados, a CK acolhe alunos finalistas, de diversas instituições, possibilitando-lhes um
contacto próximo com a realidade de projeto e obra, promovendo, em simultâneo, condições
para que desenvolvam os seus trabalhos de investigação. A CK tem protocolo com o Instituto
Politécnico de Tomar, Instituto Politécnico de Leiria, Universidade de Lisboa, Instituto
Superior Técnico, Universidade Católica Portuguesa, Escola Profissional de Almada e
Instituto Superior de Engenharia de Coimbra [8].
5
2.1- Missão
As preocupações ambientais, sociais e económicas assumem um papel fundamental
numa sociedade que augura por um desenvolvimento sustentável. Considerando esta
premissa, a CK trabalha diariamente com o objetivo de promover um uso tão racional quanto
possível dos recursos energéticos disponíveis sejam eles finitos ou renováveis. A empresa
foi criada com o objetivo de ser a primeira organização em Portugal a juntar o saber fazer ao
saber ensinar numa área de conhecimento tão específica quanto a da Energia Solar [9].
2.2- Visão
A CK visa conquistar a confiança de todos os seus clientes sendo eles particulares,
empresas e instituições e afirmar-se como entidade reconhecida no mercado de Energia [10].
Ao trabalhar, dia após dia, para construir uma estrutura sólida, que garanta condições
dignas a todos os colaboradores e assim lhes permita alcançar a sua realização profissional
e humana. Quer ser uma empresa conhecida pela vontade de fazer bem, pela disponibilidade
para partilhar oportunidades com outras entidades já instaladas no mercado e crescer em
conjunto com elas [10].
2.3- Valores
Os valores da empresa são a dedicação, inovação, seriedade, profissionalismo,
confiança, respeito, ambição, transparência e lealdade. São estes os valores que a empresa
oferece ao mercado, para criar laços com o cliente [11].
7
3- Estado da Arte
Nestas seções vai-se falar da história e evolução da energia fotovoltaica
3.1 – História da Tecnologia Fotovoltaica
Tudo começa com uma ideia de transformar irradiação solar em energia elétrica.
Em 1817, o químico sueco Jöns Jacob Berzelius descobre o elemento químico do
Selénio [12].
Figura 2 - Jöns Jacob Berzelius (1779-1848) [13]
Em 1839, Alexandre Edmond Becquerel, físico experimental francês, descobriu o
efeito fotovoltaico num eletrólito. Foi o primeiro a observar que placas metálicas, de platina
ou prata mergulhadas num eletrólito, produzem uma diferença de potencial quando expostas
à luz. Embora não reconhecido pela ciência, mesmo sendo o primeiro componente
fotovoltaico criado [13] [14].
8
Figura 3 – Alexandre Edmond Becquerel (1820-1891) [15]
Em 1873, engenheiro eletrotécnico inglês Willoughby Smith descobriu o efeito
fotovoltaico num material semicondutor, o Selénio. Este provou que este material possuía a
propriedade de transformar energia luminosa em energia elétrica. [12].
Figura 4 - Willoughby Smith (1828-1891) [12]
9
Em 1877 o físico e engenheiro William Grylls Adams e Richard Evans Day
construíram a primeira célula fotovoltaica baseada em dois elétrodos de selénio que
produzem corrente elétrica quando expostos à irradiação [16].
Figura 5 – William Adams (1836-1915) [17]
Em 1883 Charles Fritts, um inventor americano, descreveu as primeiras células
solares construídas a partir de “wafers” de Selénio [17].
Heinrich Hertz em 1887 descobriu que a influência da irradiação ultravioleta na
descarga elétrica provoca uma faísca entre dois elétrodos do metal [17].
Figura 6 –Heinrich Hertz (1857-1894)[18]
10
Hallwachs em 1904 descobriu que uma combinação de metais eram sensíveis à luz
[17].
Figura 7- Wilhelm Hallwachs (1859-1922) [19]
Millikan forneceu a prova experimental do efeito fotoelétrico [17].
Figura 8 – Robert Andrews Millikan (1868-1953) [20]
Em 1918 o cientista polaco Czochralski desenvolveu um processo de crescimento de
cristais de Silício a partir de um único cristal [17].
11
Figura 9-Jan Czochralski (1885-1953) [21]
Em 1923 Albert Einstein recebeu o prémio Nobel pelos trabalhos do efeito
fotoelétrico [17].
Figura 10 - Albert Einstein (1879-1955) [22]
Entre 1940 a 1950 desenvolve-se o método Czochralski para obtenção de Silício de
elevado grau de pureza, sob a forma de lingote monocristalino, para fins industriais [17].
Em 1951 foi possível produzir células a partir de um único-cristal de Germânio [17].
12
Em 1954 Gerald Pearson, Robert Fuller e Daryl Chapin procederam à realização
prática da primeira célula solar de Si monocristalino. Também nesse ano Welker fez a
descoberta do efeito fotovoltaico no Arseneito de Gálio (GaAs), e em cristais de Sulfureto
de Cádmio (CdS), por Reynolds e Leies [17].
Em 1956 começaram-se a usar as primeiras aplicações terrestres da conversão
fotovoltaica como as luzes de flash, bóias de navegação ou telecomunicações [17].
Em 1958 na história aeroespacial foi aplicado painéis fotovoltaicos no
VANGUARD-1 que continuaram com o satélite EXPLORER-6, a nave espacial NIMBUS
(1964) com um sistema de 470 Wp, o observatório ORBITING (1966) com 1 kWp e o
satélite OVI-13 (1968), lançado com dois painéis de CdS [17].
Figura 11 – VANGUARD-1 [23]
Figura 12 – EXPLORER-6 [24]
13
Figura 13 – NIMBUS [25]
Em 1959 foram realizadas as primeiras células de Si multicristalino [17].
Em 1963 no Japão, foi instalado num farol um sistema com 242Wp fotovoltaicos (o
maior do mundo desse tempo) [17].
Em 1976 foram fabricadas as primeiras células de Si amorfo [17].
3.2 – Evolução da Energia Fotovoltaica
O grande impulso para o desenvolvimento fotovoltaico veio do petróleo, com a crise
petrolífera de 1973, e o aumento do petróleo em 400%. Com este aumento levou a um forte
investimento em programas de investigação para reduzir o custo de produção das células
solares. A partir daí apareceram ideias inovadoras, como a utilização de novos materiais
[14].
Nos anos 80 e 90 o investimento em programas de financiamento e de demonstração
continuou, para encontrar alternativas aos combustíveis fósseis, para produção de energia
elétrica [14].
14
“Os governos da Alemanha e do Japão foram os primeiros a compreender que a
criação do mercado fotovoltaico não poderia basear-se apenas no desenvolvimento
tecnológico, mas também ser incentivado por meio de incentivos no sentido de criar massa
crítica no mercado. Um estudo financiado pela Comissão Europeia, o MUSIC FM, mostrou
recentemente que, utilizando tecnologia atual melhorada apenas por investigação focada
com resultados previsíveis, uma fábrica de painéis solares com um nível de produção da
ordem dos 500 MW anuais levaria a uma redução dos custos dos painéis solares para valores
competitivos com a eletricidade convencional (1 euro/Wp). Estes resultados vêm confirmar
que esta tecnologia não está longe de se tornar competitiva, e que as economias de escala
são determinantes” [26].
“O apoio político foi aliás o catalisador de um desenvolvimento exponencial, em
1999 o total acumulado de painéis solares atingia 1 GW, para duplicar três anos depois.
Como era esperado, o desenvolvimento tecnológico do fotovoltaico acompanhou esse
crescimento. Em 1998 foi atingida a eficiência de conversão recorde de 24,7% (em
laboratório) com células em silício monocristalino, e em 2005, cientistas do alemão
Fraunhofer Institut for Solar Energy Systems anunciaram uma eficiência superior a 20%
para células em silício multicristalino. Entretanto, com células solares com configurações
mais complexas, as chamadas células em cascata, que consistem na sobreposição de várias
células semicondutoras otimizadas para diferentes comprimentos de onda da irradiação,
permitem já atingir rendimentos de conversão superiores a 34%” [26].
3.3 – Energia Fotovoltaica em Portugal
Portugal é um país com escassos recursos energéticos fósseis, a escassez desses
recursos conduz a uma elevada dependência energética do exterior, nomeadamente das
importações de fontes primárias de origem fóssil. Assim houve um investimento em energias
renováveis, para lutar contra a dependência energética
15
Figura 14 – Taxa de dependência energética [27]
As energias renováveis foram vistas pelo governo português como essenciais no
desenvolvimento económico, energético e social do País, sendo mesmo uma das principais
bandeiras do governo do Eng.º José Sócrates [28].
Hoje, a crise económica e a política de austeridade, em Portugal, retirou às energias
renováveis parte da sua importância no contexto socioeconómico do País. Na verdade, e
apesar de Portugal ser um dos países da Europa com maior exposição solar (como se pode
ser nas figuras 15 e16), ele é somente o 12º do ranking dos maiores produtores de energia
solar na Europa, segundo a EPIA [28].
16
Figura 15 – Irradiação Solar na Europa [29]
Figura 16 - Irradiação em Portugal [30]
17
Figura 17 – Potência Instalada [31]
Figura 18 – Produção Anual [31]
18
Ao observar as figuras 17 e 18 até fevereiro de 2016 pode-se constatar que em
Portugal, a potência instalada em fotovoltaico aumentou de ano para ano, como comprova a
produção anual.
O maior parque de energia fotovoltaica em Portugal e o 133º maior parque do mundo,
está situado na Amareleja, este parque solar tem uma potência 46 MWp [32].
Figura 19 – Central Fotovoltaica da Amareleja [32]
Este parque é composto na sua totalidade por seguidores solares. Estes seguidores
seguem o movimento do sol ao longo do dia aumentado a produção dos módulos
fotovoltaicos. Com este sistema a central consegue um rendimento anual 25 a 40% superior
a um sistema fixo.
19
4- Autoconsumo Fotovoltaico: Abordagem Tecnológica
Nas próximas secções vai-se falar dos sistemas de autoconsumo, como está dividido
os sistemas e a sua tecnologia.
4.1 -O que é um autoconsumo fotovoltaico?
O autoconsumo é a utilização de painéis solares fotovoltaicos para a produção de
energia para consumo próprio com ou sem recurso a baterias.
Os sistemas fotovoltaicos podem ser classificados em três tipos:
-Sistemas isolados ou autónomos com ou sem armazenamento;
-Sistemas híbridos com ligação a mais de uma fonte de energia para além da
fotovoltaica;
-Sistemas fotovoltaicos com ligação à RESP.
Toda a informação sobre a produção de energia destinada ao autoconsumo e à venda
de RESP a partir de recursos renováveis está legislado pelo Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20
de outubro.
4.2 - UPAC (Unidades de Produção Autoconsumo) vs UPP (Unidades de
Pequena Produção)
As UPAC produzem para satisfazer necessidades de consumo das instalações a elas
associadas. Pretende-se que uma larga percentagem da energia consumida nas instalações
seja proveniente do sistema fotovoltaico, indo buscar a restante necessidade à RESP. Nas
UPAC pretende-se uma adequação da capacidade de produção ao regime de consumo
existente no local, minimizando a injeção de energia na RESP [33].
No entanto, eventuais excedentes de produção, podem ser injetados na RESP,
evitando o desperdício.
20
Figura 20 – Exemplo de uma UPAC
Figura 21 – Processo relativo ao licenciamento de uma UPAC com potência superior a 1500W [34]
A energia produzida por uma UPP é totalmente injetada na RESP. Neste tipo de
instalação a produção proveniente do sistema fotovoltaico é injetada na totalidade na RESP.
A instalação de consumo associada recebe toda a energia proveniente do respetivo
comercializador. A atribuição da tarifa é baseada em leilão com desconto à tarifa base.
Mantendo os requisitos de produção indexados ao consumo de eletricidade existente na
instalação de consumo associada [35].
21
Figura 22 – Exemplo de uma UPP
Figura 23 – Processo relativo ao licenciamento de uma UPP [34]
Tabela 1 - UPAC vs UPP [36]
22
4.3 -UPAC enquanto sistema isolado
Os sistemas isolados permitem que se tenha energia elétrica em pontos onde por
exemplo não exista RESP. A energia produzida por um sistema fotovoltaico isolado vai ser
utilizada para alimentar a instalação na totalidade.
As UPAC enquanto sistemas isolados, podem ser de dois tipos, com armazenamento
e sem armazenamento.
4.3.1-Com armazenamento
Devido ao facto de o sistema fotovoltaico só gerar energia elétrica nas horas de sol,
caso se pretenda usar energia elétrica fora destas horas tem de existir sistemas de
armazenamento como é o caso das baterias, para além disso salvaguarda também os dias
nublosos ou chuvosos. Estes sistemas requerem um adequado dimensionamento das baterias
e são muito dispendiosos. As baterias são dimensionadas de acordo com a necessidade do
consumidor.
Um sistema isolado com armazenamento é constituído por um conjunto de painéis,
uma ou mais baterias, um regulador de carga e/ou um inversor (o regulador de carga e o
inversor podem estar no mesmo equipamento).
Figura 24 - Sistema fotovoltaico isolado com armazenamento
23
Nestes sistemas a utilização de inversores é imposto pelo tipo de cargas a alimentar,
se por acaso as cargas forem alimentadas em DC, não existe necessidade de colocar inversor,
apenas um regulador de carga, que vai gerir a carga das baterias.
Já existem no mercado, soluções em que o regulador de carga e inversor estão no
mesmo equipamento, este tipo de solução está no entanto limitada pela potência da
instalação.
4.3.2-Sem armazenamento
Estes sistemas são caraterizados pelo facto de só disponibilizarem energia durante as
horas de sol, pelo que, a energia produzida tem de ser logo consumida.
Apesar deste facto estes sistemas podem ser bastante úteis por exemplo em sistemas
de bombagem de água. Estes sistemas são mais baratos, pois não utilizam baterias.
Figura 25 – Sistema fotovoltaico isolado sem armazenamento
4.4 -Sistemas híbridos
Os sistemas híbridos consistem na fusão de sistemas fotovoltaicos com outras fontes
de energia. Estas podem assegurar a carga das baterias ou alimentar a própria instalação, na
ausência de sol. As fontes de energia alternativas podem ser, um aerogerador ou um grupo
gerador a combustível (diesel/gás), ou até com os dois, em último caso pode mesmo ser a
RESP.
24
Estes sistemas têm de estar equipados com sistemas de controlo mais eficientes do
que os isolados, já que tem a necessidade de colocar em funcionamento a “nova” fonte de
energia em funcionamento quando não existe sol.
Figura 26 – Sistema Híbrido Isolado [35]
4.5- UPAC com ligação à RESP
Uma UPAC com ligação à RESP permite que a instalação tenha um sistema
fotovoltaico e ao mesmo tempo esteja ligado à RESP.
Este tipo de sistemas podem dividir-se em sistemas com venda do excedente à rede
ou sem venda do excedente.
No caso de o cliente optar por vender o excedente ao comercializador de energia, a
energia elétrica produzida pelo sistema fotovoltaico é maioritariamente consumida na
instalação sendo o excedente vendido a 0,045€ o kWh atualmente (sendo que este valor é
atualizado anualmente).
No caso do cliente optar por não vender o excedente ou a instalação consegue
absorver toda a energia produzida pelo sistema fotovoltaico ou o excedente é enviado para
a RESP gratuitamente.
25
Este facto torna muito importante o dimensionamento dos sistemas fotovoltaicos, já
que a potência da UPAC não deve ser superior às necessidades da instalação para que não
haja venda à RESP, ou o Payback do sistema fotovoltaico torna-o pouco atrativo.
4.6-Modulos/células solares fotovoltaicas
4.6.1-Modelo equivalente de uma célula fotovoltaica
O comportamento de uma célula fotovoltaica é equivalente ao de um díodo de junção
PN, na figura 27 está representado uma célula, esta tem o comportamento de uma fonte de
corrente.
Figura 27 – Célula fotovoltaica e modelo equivalente ideal alimentando uma carga Z [37]
𝐼(𝐴) = 𝐼𝐿 − 𝐼𝐷=𝐼𝐿−𝐼𝐷 × (𝑒
𝑉
𝑚×𝑉𝑇 − 1) (Equação 1)
Em que:
𝐼-corrente na carga
𝐼𝐿- fonte de corrente , representa a corrente elétrica gerada pelo feixe de
irradiação luminosa ao atingir a superfície ativa da célula
𝐼𝐷-corrente através do díodo
m- representa o fator de idealidade do díodo
Z – carga
26
O 𝑉𝑇 (potencial térmico) é obtido pela seguinte equação:
𝑉𝑇(𝑉) =
𝑘 × 𝑡
𝑞
(Equação 2)
Em que:
k=1,38×10−23, k é a contante de Boltzman
t é a temperatura da célula (ºK)
q= 1,38×10−23C, é a carga do eletrão
Quando não há irradiação solar incidente na célula fotovoltaica tem o comportamento
representado na figura 28.
Figura 28-Circuito Equivalente e curva característica da célula sem luz solar [37]
A equação 3 diz qual a variação de intensidade da corrente 𝐼𝐷 que se fecha através
do díodo com uma diferença de potencial aos terminais, é a equação de Shocklay:
𝐼𝐷 = 𝐼0 × (𝑒
𝑉
𝑚×𝑉𝑇 − 1) (Equação 3)
Em que:
27
𝐼0 – É a corrente inversa máxima de saturação do díodo;
V – É a tensão aos terminais da célula;
m – É o fator de identidade do díodo (díodo ideal: m=1; díodo real: m>1);
𝑉𝑡 – É designado por potencial térmico
Figura 29 – Descolamento das curvas I-V de uma célula exposta à escuridão [37]
O valor da corrente de saída da célula é dado por:
𝐼𝐷 = 𝐼0 × (𝑒
𝑉
𝑚×𝑉𝑇) (Equação 4)
Ao iluminar a célula, surgirá uma corrente elétrica (𝐼𝐿), gerada pelo efeito
fotoelétrico.
Quando a irradiação solar incide na célula fotovoltaica o díodo tem o comportamento
que está representado na figura 30.
28
Figura 30 - Circuito Equivalente e curva característica da célula irradiada [37]
Quando há irradiação solar, a curva característica do díodo é desviada pela
intensidade de corrente 𝐼𝐿 na direção da polarização inversa como se pode ver na figura 31.
Figura 31 – Curvas I-V, sob condição de incidência de irradiação solar [37]
Quanto maior a intensidade da irradiação solar sobre a célula fotovoltaica, maior é
o deslocamento da curva I-V sobre o eixo de referência.
𝐼𝐶𝐶 = 𝐼𝐿 (Equação 5)
A tensão máxima aos terminais da célula fotovoltaica em circuito aberto é 𝑉𝐶𝐴, em
que:
𝑉𝐶𝐴 = 𝑚 × 𝑉𝑇 × ln (1 +
𝐼𝑆
𝐼0)
(Equação 6)
29
Resumindo, a célula fotovoltaica comporta-se como um díodo quando não há luz
incidente nela, quando a célula está sob a irradiação solar comporta-se como uma fonte de
corrente.
As condições nominais de teste STC, normalizadas para a realização das medidas dos
parâmetros característicos da célula, são estipuladas com condições de referência:
Irradiação incidente: 𝐺𝑟 = 1000𝑊/𝑚2
Temperatura: 𝜃𝑟 = 25 º𝐶 < −> 𝑇𝑟 = 298,16𝐾
A corrente de curto-circuito é função de irradiação incidente, podendo o seu valor ser
calculado da seguinte maneira:
𝐼𝐶𝐶 = 𝐼𝐶𝐶
𝑟 ×𝐺
𝐺𝑟
(Equação 7)
O rendimento é a relação entre a potência de pico e a potência de irradiação incidente:
𝜂𝑟 =
𝑃𝑚𝑎𝑥𝑟
𝐴 × 𝐺𝑟
(Equação 8)
Em que:
A- é a área da célula.
Para outras condições de funcionamento, será:
𝜂 =
𝑃𝑚𝑎𝑥
𝐴 × 𝐺
(Equação 9)
Em que:
G – irradiação solar incidente
4.6.1.1-Modelo real de uma célula fotovoltaica
Na fig. 32 está representado o modelo real de uma célula fotovoltaica.
30
Figura 32 – Circuito equivalente do modele real de uma célula fotovoltaica [37]
Este modelo contém as resistências 𝑅𝑆 e 𝑅𝑃 que estabelecem separadamente as
perdas de tensão e de corrente.
A resistência em série (𝑅𝑆) é a resistência da própria célula, está a representar as
perdas por efeito Joule. Esta resistência que junta a resistência elétrica do material com a
resistência dos contactos metálicos.
A resistência em paralelo (𝑅𝑃) é a resistência do próprio fabrico e que caracteriza as
correntes parasitas que circulam na célula devido às imperfeições da estrutura do material.
Estas duas resistências são responsáveis por baixar a curva de características da
célula solar, também têm ambas influência na redução do fator de forma, assim como valores
muito elevados na resistência série e valores muito baixos na resistência paralelo provocam
uma redução na corrente de curto-circuito e na tensão de circuito aberto.
A corrente que chega à carga é determinada pela seguinte equação:
𝐼 = 𝐼𝐿 − 𝐼𝐷 − 𝐼𝑃 = 𝐼𝐿 − 𝐼0 × (𝑒
𝑉
𝑚×𝑉𝑇 − 1) −𝑉 + 𝑅𝑆 × 𝐼
𝑅𝑃
(Equação 10)
31
Figura 33 – Influência da resistência em serie na célula fotovoltaica [37]
Figura 34 – Influência da resistência em paralelo na célula fotovoltaica [37]
4.6.2-Tipo de células fotovoltaicas
No mercado existem três tipos principais de células fotovoltaicas, conforme o método
de fabricação:
32
Células de silício monocristalino: este tipo de células são feitas de material mais
usado na composição das células fotovoltaicas, com cerca de 60% do mercado. Este tipo de
células apresentam as maiores eficiências. O rendimento máximo atingido em laboratório
ronda os 24% e na prática é cerca de 15% [38].
Figura 35 – Células de silício monocristalino [39]
Células silício policristalino: são produzidas a partir de blocos de silício
obtidos por fusão de bocados de silício puro em moldes especiais, a cota de mercado
é cerca de 30%. Estas células são mais baratas que as de silício monocristalino. A
eficiência, no entanto, cai um pouco em comparação as células de silício
monocristalino (na ordem dos 12% podendo subir até 18% em laboratório) [38].
Figura 36 – Células de silício policristalino [39]
Células de Silício Amorfo: este tipo de célula difere das demais estruturas
cristalinas por apresentar um alto grau de desordem na estrutura dos átomos. Estas
células são obtidas por meio da deposição de camadas muito finas de silício sobre
superfícies de vidro ou metal. O processo de fabricação é mais barato do que o de
33
silício policristalino. O uso de silício amorfo apresenta um rendimento de 13% em
laboratório e na prática tem cerca de 6% [38].
Figura 37 – Célula de Silício de Amorfo [39]
4.6.3.1-Características e constituição dos módulos fotovoltaicos
Na figura 38 temos uma célula, um módulo e uma instalação com vários módulos.
Figura 38 – Célula fotovoltaica, Painel fotovoltaico e Instalação fotovoltaica [17]
O módulo fotovoltaico é formado por uma conexão de varias células fotovoltaicas
em serie e/ou em paralelo que permite adaptar aos níveis de tensão e de corrente.
34
Figura 39 – Ligação das células no módulo Fotovoltaico [40]
Figura 40 – Constituição de um módulo fotovoltaico [37]
Figura 41 – Modulo fotovoltaico em pormenor [37]
35
Figura 42 – Constituição do módulo fotovoltaico [37]
Figura 43 – Ligação interna de um módulo fotovoltaico [37]
Para calcular a intensidade de corrente há que ter o número de células em paralelo:
𝐼𝐶𝐶 = 𝐼𝐶𝐶 𝐶é𝑙𝑢𝑙𝑎 × 𝑁𝐶é𝑙𝑢𝑙𝑎𝑠 𝑒𝑚 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 (Equação 11)
Para calcular a tensão é necessário saber o número de células em série:
𝑉𝐶𝑂 = 𝑉𝐶𝑂 𝐶é𝑙𝑢𝑙𝑎 × 𝑁𝐶é𝑙𝑢𝑙𝑎𝑠 𝑒𝑚 𝑠é𝑟𝑖𝑒 (Equação 12)
Para o cálculo da potência há que se ter em conta o número de células em série e em
paralelo:
𝑃𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜 = 𝑁𝐶é𝑙𝑢𝑙𝑎𝑠 𝑒𝑚 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑒𝑙𝑜 × 𝑁𝐶é𝑙𝑢𝑙𝑎𝑠 𝑒𝑚 𝑠é𝑟𝑖𝑒 × 𝑃𝑐é𝑙𝑢𝑙𝑎 (Equação 13)
4.6.3.2-Curvas características das células e módulos fotovoltaicos
A curva caraterística do módulo tem a mesma forma que a das células, como se
pode observar na figura 44:
36
Figura 44 – Curva caraterística da célula fotovoltaica [37]
Ao analisar a curva, verifica-se que a corrente mantém-se constante desde o ponto
0,0 até um determinado valor da resistência da carga, diminuindo depois o valor da corrente.
Ao incidir luz na célula que está desligada na carga, haverá uma tensão de valor
aproximado de 0,6V, possível de ser medida a partir dos contactos que saem da célula. A
corrente de curto-circuito pode ser vista com um shunt entre os contactos com um
amperímetro [41].
Parâmetros característicos de uma célula fotovoltaica [41]:
“-Corrente de curto-circuito (𝐼𝐶𝐶 para U=0): É o valor da corrente máxima
que uma célula pode entregar a uma carga sob determinadas condições de irradiação e
temperatura correspondente a um valor de tensão nula e, consequentemente, potência nula;
-Tensão de circuito aberto (𝑈𝐶𝐶 com I=0):É o máximo valor de tensão que
uma célula pode entregar a uma carga sob determinadas condições de irradiação e de
temperatura, correspondentes a uma circulação de corrente com valor nulo e,
consequentemente, potência nula;
-Potência de pico (𝑃𝑀𝑃𝑃): É o valor máximo de potência que se pode entregar
a uma carga e corresponde ao ponto da curva no qual o produto V x I é máximo;
37
-Corrente a máxima potência (𝐼𝑀𝑃𝑃): É o valor da corrente que é entregue a
uma carga à máxima potência, sob determinadas condições de irradiação e de temperatura.
É utilizada como corrente nominal do mesmo;
-Tensão a máxima potência (𝑈𝑀𝑃𝑃): É o valor da corrente que é entregue à
carga à máxima potência, sob determinadas condições de irradiação e de temperatura. É
utilizada como corrente nominal do mesmo.”
4.6.3.3-Factor de forma e rendimento
O rendimento de uma célula fotovoltaica é o quociente entre a energia fornecida pela
célula e a irradiação solar incidente na célula.
𝜂 =
𝑃𝑚𝑎𝑥
𝐴 × 𝐺
(Equação 14)
Em que:
𝜂-rendimento em %
A-área da célula em 𝑚2
G-irradiação solar incidente por unidade de superfície em 𝑊/𝑚2
Existem fatores que afetam a eficiência de uma célula fotovoltaica, tais como [41]:
“-Perdas causadas pelas resistências internas;
-Perdas de recombinação;
-Eficiência termodinâmica, isto é, no processo de conversão da energia, terá
de se diminuir o valor da tensão para se obter um fluxo de corrente na célula, onde
existirá a denominada perda por efeito Joule que reduz a energia obtida num período
de tempo;
-Perdas por reflexão.”
38
O fator de forma indica a qualidade da célula fotovoltaica e faz comparação entre a
potência máxima obtida, relacionando a tensão e a corrente máxima com a corrente de curto-
circuito e a tensão de circuito aberto, tal como é indicado na seguinte equação [41].
𝐹𝐹 =
𝐼𝑃𝑃𝑀 × 𝑉𝑃𝑃𝑀
𝐼𝐶𝐶 × 𝑉𝑂𝐶
(Equação 15)
Em que:
𝐹𝐹- é o fator de forma
𝐼𝑃𝑃𝑀- Corrente de Maximum Power Point
𝑉𝑃𝑃𝑀- Tensão de Maximum Power Point
𝐼𝐶𝐶-Corrente de Curto-Circuito
𝑉𝑂𝐶-Tensão de Circuito Aberto
Figura 45 – Calculo para o fator de forma [37]
39
Figura 46 – Calculo para o fator de forma [37]
4.6.3.4-Potência de uma célula fotovoltaica e potência produzida por
um módulo fotovoltaico
Para determinar a potência de cada célula fotovoltaica divide-se o valor total da
potência do módulo pelo número de células que constitui o módulo fotovoltaico, obtendo
assim o valor de potência de cada células.
𝑃𝐶É𝐿𝑈𝐿𝐴 =
𝑃𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂
𝑁𝐶𝐸𝐿𝑈𝐿𝐴𝑆
(Equação 16)
A energia produzida por um módulo fotovoltaico é determinada através da equação.
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑃𝑅𝑂𝐷𝑈𝑍𝐼𝐷𝐴 = 𝑃𝑃𝐼𝐶𝑂 × 𝑁º ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑟𝑎𝑑𝑖𝑎çã𝑜 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 (𝑘𝑊ℎ) (Equação 17)
4.6.3-Díodos by-pass e díodos de fileira
O fabricante mete díodos by-pass nos módulos fotovoltaicos para evitar correntes em
sentido contrário.
40
Figura 47- Díodo by-pass num módulo fotovoltaico [37]
Quando associados vários módulos, quando houver uma avaria num módulo, usam-
se normalmente díodos by-pass em paralelo com o módulo. A sua função é desviar a corrente
produzida para outros módulos, ficando assim inativo. Quando há módulos ligados em
paralelo, são utilizados díodos de fileira para evitar curto-circuitos e correntes inversas entre
fileiras [41].
Figura 48 – Díodos de by-pass e díodos de fileira [37]
4.6.4-Efeitos dos sombreamentos nos módulos fotovoltaicos
As sombras que se formam sobre os painéis fotovoltaicos podem classificar-se em
três categorias [41]:
“-Sombras temporárias, causadas por efeitos tais como folhas que caem, neve,
excrementos de aves, poeiras e partículas de contaminação;
41
-Sombras causadas pela localização da instalação, são as sombras produzidas
pelos edifícios circulantes e outros elementos que o rodeiam.
-Sombras causadas pelo edifício, como por exemplo, as chaminés, antenas,
telecomunicações.
Estes tipos de sombreamento podem ter consequências graves, tanto na eficiência
como na segurança do módulo fotovoltaico.”
Se cair uma folha no módulo fotovoltaico (como está representado na figura 49), em
que uma célula fique totalmente escura, esta passará a estar inversamente polarizada,
atuando como uma carga elétrica e convertendo a energia elétrica em calor. Se a corrente
que atravessa o local for elevada, poderá resultar em um ponto quente. Se houver um
sombreamento em algum módulo ou célula, a fonte de corrente desaparece e esta vai
comportar-se como uma resistência que é atravessada por uma corrente que foi produzida
nos outros módulos, podendo este ficar com um valor de tensão inversa muito elevado e
provocar o aparecimento de um ponto quente no circuito, que pode originar a destruição do
próprio módulo [41].
Figura 49 – Fileira fotovoltaico com um módulo sombreado [37]
Para que não haja pontos quentes, a corrente deve ser desviada da célula através de
uma derivação da corrente. Esta derivação da corrente é alcançada através de um díodo de
by-pass, ligado em anti-paralelo com as células, este impede o aparecimento de tensões
inversas elevadas nas células [41].
42
Figura 50 – Modulo fotovoltaico sombreado com díodos de by-pass [37]
4.7-Baterias de acumuladores – constituição e princípio de funcionamento
As baterias são um elemento importante nos sistemas fotovoltaicos. Permitindo
armazenar energia elétrica.
Existem vários tipos de baterias de acumuladores. As baterias AGM, as VRLA e as
de iões de lítio são utilizadas em sistemas fotovoltaicos.
Os acumuladores são constituídos por diferentes materiais com diferentes
características. Para uma escolha adequada para o sistema que se pretende dimensionar é
preciso conhecer as características dos diferentes tipos de baterias [42].
4.7.1-Modelo de funcionamento de uma bateria
43
Figura 51 – Circuito equivalente da uma bateria [43]
Na figura 51 está representado o esquema elétrico de uma bateria que é compostos
por uma fonte de tensão ideal Vi e por uma resistência Ri, esta resistência possui um
comportamento dinâmico ao longo dos processos de carga e descarga.
Durante a carga, a tensão da bateria:
𝑉𝐵 = 𝑉𝑖 + 𝑅𝑖 × 𝐼𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴 (Equação 18)
Sendo a corrente de carga da bateria dada por:
𝐼𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴 = 𝐼𝐺𝐸𝑅𝐴𝐷𝐴 − 𝐼𝐶𝑂𝑁𝑆𝑈𝑀𝐼𝐷𝐴 (Equação 19)
Para a descarga, vem:
𝑉𝐵 = 𝑉𝑖 − 𝑅𝑖 × 𝐼𝐷𝐸𝑆𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴 (Equação 20)
Sendo a corrente de descarga da bateria:
𝐼𝐷𝐸𝑆𝐶𝐴𝑅𝐺𝐴 = 𝐼𝐶𝑂𝑁𝑆𝑈𝑀𝐼𝐷𝐴 − 𝐼𝐺𝐸𝑅𝐴𝐷𝐴 (Equação 21)
Ao fazer a análise das equações anteriores, pode-se analisar o processo de carga e
descarga de uma bateria:
𝑉𝐵 = 𝑉𝑖 + 𝑅𝑖 × (𝐼𝐺𝐸𝑅𝐴𝐷𝐴 − 𝐼𝐶𝑂𝑁𝑆𝑈𝑀𝐼𝐷𝐴) (Equação 22)
44
4.7.2-Acumuladores de chumbo-ácido selados (VRLA – Valve Regulated Lead
Acid)
Este tipo de baterias é selado possuindo, no entanto, válvulas que permitem a saída
de gases quando a pressão no interior da bateria atinge níveis perigosos [42].
As baterias VLRA apresentam a vantagem de permitir a recombinação dos gases
produzidos durante o seu funcionamento, reduzindo as perdas de água, o que faz com que
não necessitem de manutenção. Possuem maior durabilidade, maiores ciclos de vida (mais
de 1000 ciclos de carga/descarga), inexistência de derrames e são sensíveis a sobrecargas,
necessitando de um controlador de carga adequado [42].
Dentro das baterias VLRA existem duas tecnologias diferentes [42]:
-As baterias de gel em que o ácido se encontra misturado com sílica,
conferindo ao eletrólito a consistência de um gel, o que mantém o eletrólito imóvel
no interior da bateria;
Figura 52 – Bateria de chumbo-ácido selada [41]
-As baterias AGM com separador de microfibras de vidro para envolver o
eletrólito. Este separador absorve o eletrólito o que evita que este se desloque
livremente no interior da bateria.
45
Figura 53-Bateria AGM [44]
4.7.3-Baterias de iões de lítio
Estas baterias são constituídas por um cátodo de lítio, um ânodo de carbono poroso
e um eletrólito composto por sais de lítio num solvente orgânico (solução não aquosa). São
leves e tem um tempo de vida útil elevado. Podem ser carregadas com correntes altas, auto-
descarga relativamente baixa, têm uma manutenção reduzida, requerem um circuito de
proteção, estão sujeitas ao envelhecimento e suportam uma vasta amplitude de temperaturas
de funcionamento [42].
Figura 54 – Bateria de iões de lítio [45]
4.7.4-Caracteristicas das baterias de acumuladores
Esta secção vai-se falar das características das baterias.
46
4.7.4.1-Capacidade
A capacidade das baterias é expressa em ampere-hora (Ah) e representa o valor
teórico de corrente que a bateria é capaz de fornecer durante uma hora de funcionamento a
25ºC. Tem a designação de 𝐶𝑛, em que o índice n indica a hora de descarga, como se pode
ver no secção seguinte (4.7.4.2) [42].
4.7.4.2-Tempo de descarga
Tempo que corresponde à duração típica do processo de descarga da bateria 𝑡𝑛. [42]
A relação direta entre a capacidade e o tempo de descarga da bateria, é expressa por:
𝐶𝑛 = 𝐼𝑛 × 𝑡𝑛 (Equação 23)
4.7.4.3-Densidade energética
Quantidade de energia que uma bateria é capaz de fornecer por unidade de volume,
para uma da taxa de descarga. A densidade energética é expressas em Watt-hora (Wh) [42].
4.7.4.4-Ciclos de vida útil
Representa o número de vezes que uma bateria pode ser carregada e descarregada até
que a sua capacidade de carga não consiga ir além de 80% da capacidade de carga nominal
[42].
4.7.4.5-Taxa de auto-descarga
Quantidade de carga perdida pela bateria, expressa em percentagem, mesmo quando
esta não se encontra em funcionamento [42].
4.7.4.6-Profundidade de descarga (DOD – Depth of Discharge)
Este parâmetro é frequentemente referido por DOD e refere-se à quantidade de carga
retirada da bateria num ciclo típico de funcionamento, expressa em percentagem da
capacidade nominal desta [42].
47
4.7.4.7- Tensão
As baterias de chumbo ácido são definidas por quatro elementos importantes de
tensões na sua operação [41]:
“-Tensão nominal: O valor de tensão nominal para um elemento ou para a
bateria, é definido pelo seguinte eletroquímico utilizado vezes o número de unidades
elementares ligadas em serie. No caso de um elemento de bateria de chumbo-ácido, este
valor é de 2V e no caso de uma bateria de 6 elementos é de 12V.
- Tensão de flutuação: É a tensão aplicada ao banco de baterias para evitar a
auto-descarga. As baterias submetidas à tensão de flutuação correta circula uma corrente
chamada corrente de flutuação, que compensa as perdas devidas às reações da auto-descarga.
-Tensão de carga: A tensão de carga é a tensão que se aplica nos casos em
que há um conjunto de baterias interligadas em série/paralelo (banco de baterias) com
tensões individuais que diferem.
-Tensão final de descarga: É o menor valor de tensão que é permitido a um
elemento da bateria chumbo-ácido atingir durante uma descarga. Normalmente, o valor de
tensão de descarga é de 1,75V/elemento.”
4.7.5-Precauções na instalação de baterias
Quando se efetua uma instalação de baterias tem que se ter em conta as seguintes
preocupações [41]:
“-Instalá-las em locais ventilados;
-Protegê-las das tempestades;
-Revestir os bornes com vaselina para evitar oxidação;
-Evitar que as baterias estejam expostas ao calor excessivo;
48
-Nunca deixar as baterias em locais onde se produzam faíscas ou chamas, isto
porque podem originar explosões devido ao hidrogénio que libertam.”
4.7.6-Manutenção das baterias
Quando se efetua uma manutenção às baterias tem que se fazer sempre os seguintes
passos [41]:
“-Manter limpos os topos das baterias para evitar possíveis curto-circuitos
resultantes da acumulação de pó húmido e de sujidade;
-Conferir se os terminais dos cabos estão bem apertados;
-Conferir o nível do eletrólito. Se necessário abrir as cápsulas de ventilação e
repor o nível máximo de eletrólito com água destilada;
-Medir as tensões do bloco e de cada célula, assim como a densidade do ácido
das células (para a carga máxima, com uma corrente de descarga nula ou aproximadamente
nula);
-Promover uma carga total e intensiva a 2,4V por célula, mantendo a
gaseificação do eletrólito por várias horas (carga de equalização), de forma a misturar a
solução eletrolítica (com exceção das baterias de gel).”
4.8-Regulador de carga
A função dos reguladores de carga é proteger os acumuladores contra as sobrecargas.
Também impede que a bateria continue a receber carga máxima, o que previne que a bateria
se venha a deteriorar por meio de gaseificação ou aquecimento. O regulador previne que a
bateria esteja sujeita a descargas profundas com o objetivo de evitar que se esgote o seu
excesso de carga, provocando uma diminuição da sua capacidade.
49
Figura 55 – Regulador de Carga [46]
Existem 4 parâmetros para os reguladores de carga que são [41]:
“-Tensão de corte de sobrecarga, 𝑉𝑠𝑐, é a tensão máxima que o regulador
permite que a bateria atinja;
-Tensão de recarregamento de carga, 𝑉𝑅𝐶, é o valor de tensão ao qual o
regulador volta a ligar o gerador fotovoltaico à bateria;
-Tensão de descarga profunda, 𝑉𝑆𝐷, da bateria abaixo do qual se interrompe o
abastecimento de eletricidade às cargas de consumo;
-Tensão de recarregamento da descarga,𝑉𝑅𝐷, é o valor de tensão ao qual se
estabelece de novo o consumo à bateria.”
4.8.1-Tipos de reguladores
Os reguladores de carga podem ser do tipo série, paralelo ou shunt e MPPT. A
diferença é como interrompem a corrente.
4.8.1.1-Reguladores série
A indicação de regulador série vem da posição dos interruptores eletrónicos em relação
ao módulo fotovoltaico, sendo que estes se encontram em série. Este tipo de reguladores
50
são constituídos por interruptores de controlo eletrónicos, isolando o módulo fotovoltaico
das baterias quando estas se encontram totalmente carregadas e, desligando as cargas das
baterias quando, durante o processo de descarga, é atingida a profundidade máxima de
descarga admissível [47].
Como se pode ver na figura 56 o interruptor S1 está em série com o módulo
fotovoltaico, quando atinge a tensão de limite da carga máxima, o controlador interrompe
o carregamento das baterias, evitando assim que elas entrem em sobrecarga. O interruptor
S2 está entre a bateria e a carga, evitando a descarga da mesma, cortando o abastecimento
de energia quando se alcança a tensão de corte por descarga profunda.
Figura 56 – Regulador de carga em serie [41]
4.8.1.2-Regulador paralelo ou “shunt”
A sua constituição deste tipo de regulador é semelhante à dos reguladores série, a
diferença está nos interruptores eletrónicos, o interruptor S1 está em paralelo com o módulo
fotovoltaico, e daí a designação paralelo ou shunt. Deste modo, a carga é controlada curto-
circuitando momentaneamente o módulo fotovoltaico, evitando correntes inversas do
mesmo [47].
Este tipo de regulador permite ainda evitar que o módulo funcione como carga durante
a noite, mantendo-o curto-circuitado durante o período noturno [47].
51
Figura 57-Regulador de carga em paralelo [41]
4.8.1.3-Regulador MPPT (Maximum Power Point Tracking)
Este regulador é o mais adequado para sistemas fotovoltaicos em que se pretende tirar
o máximo partido do módulo fotovoltaico.
A função deste regulador é buscar o ponto de potência máxima e impor ao módulo a
tensão correspondente a esse ponto, garantindo assim que o sistema opere sempre, pelo
menos, em torno desse ponto. Estes reguladores têm um conversor DC/DC para ajustar o
valor de tensão e encontre o ponto MPPT [47].
Figura 58 – Regulador MPPT [41]
4.9-Inversores DC/AC
52
O inversor DC/AC é o principal componente de uma instalação fotovoltaica e a sua
principal função é fazer a conversão DC do gerador fotovoltaico em AC.
Estes inversores têm um arranque automático, são seguros, têm uma capacidade de
resistir a picos de potência, são resistentes e podem-se ligar em paralelo com mais inversores.
Os inversores que se utilizam nas UPAC, para entrarem em funcionamento, precisam
de ter a rede elétrica, já que existe uma sincronização com a frequência da rede.
Este facto funciona também como um sistema de segurança, já que no caso de ser
preciso desligar a energia elétrica para, por exemplo, fazer uma manutenção, não existe o
risco de o sistema fotovoltaico ficar a injetar corrente na instalação.
O rendimento de um inversor é dado pela seguinte expressão:
𝜂𝑖𝑛𝑣 =
𝑃𝐴𝐶
(𝑉𝑀𝐴𝑋 × 𝐼𝑀𝐴𝑋)𝐷𝐶=
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎í𝑑𝑎 𝐴𝐶
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝐷𝐶
(Equação 24)
Figura 59 - Inversor Fronius® [48]
4.10-Sistemas de monitorização
Os sistemas de monitorização permitem monitorizar a produção da sua instalação
fotovoltaica. Pode-se comparar, analisar e visualizar todos os dados do sistema de energia
solar fotovoltaica [49].
A monitorização é essencial para poder aproveitar ao máximo o rendimento do
sistema fotovoltaico, bem como detetar antecipadamente eventuais falhas e/ou avarias. A
maioria destes sistemas para além de permitirem visualizar a informação no local, permite
53
monitorizar a instalação através da Internet em qualquer momento e a partir de qualquer
lugar. A informação é constantemente atualizada e visualizada de forma resumida e fácil de
entender. Assim, é possível controlar a produção atual, diária, mensal ou anual, permitindo
avaliar a informação e fazer comparações a longo prazo [49].
Estes sistemas permitem também analisar os consumos da própria instalação, o que
faz com que seja possível saber a quantidade de energia produzida pelo sistema fotovoltaico
que foi consumida localmente e a quantidade de energia que foi para a RESP.
Vantagens da monitorização de energia:
-Controlar a produção do sistema fotovoltaico;
-Alertas caso o sistema deixe de produzir;
-Leitura de consumos de energia;
-Desligar e ligar os seus equipamentos elétricos onde e quando o consumidor
quiser.
A maior parte destes sistemas têm contactos secos que permitem ativar cargas, ou
seja, por exemplo, no caso de não existir interesse em enviar o excedente para a RESP, pode-
se ativar uma determinada carga que vai fazer uso da energia excedente.
Figura 60 - Sistema de monitorização Solar Log [50]
54
4.11-Software para projetar um sistema de autoconsumo
Para dimensionar um sistema autoconsumo existem vários softwares no mercado.
Com estes softwares podem-se dimensionar sistemas isolados, sistemas com ligação à rede
e sistemas de bombagem solar.
Estes softwares trabalham com várias bases de dados que permitem de uma maneira
mais correta e precisa, dimensionar um sistema fotovoltaico, tendo para isso que se escolher
as varias variáveis que podem influenciar o dimensionamento do sistema como é o caso de:
-Características do local onde vai ser projetado o sistema fotovoltaico (desde
a georreferenciação e dados meteorológicos);
-Seleção do módulo fotovoltaico;
-Seleção do inversor
-Configuração do sistema (estrutura de fixação)
-Orientação dos módulos
-Inclinação dos módulos
-Potência instalada
-número de strings
-número de painéis por string
Alguns softwares que permitem fazer este dimensionamento é o PVSYST,
POLYSUN, PVSOL.
55
5- Autoconsumo: Projeto
Quando se projeta um sistema de autoconsumo normalmente são executadas 3
fases:
-Análise de consumos
-Dimensionamento do sistema fotovoltaico
-Estudo da viabilidade económica do projeto
5.1-Analise de consumos
O projeto de um sistema de autoconsumo fotovoltaico começa pela análise dos
consumos energéticos de determinada instalação, esta análise deve ser efetuada tendo como
base um ano de consumos.
A análise dos consumos pode ser feita com base nas faturas de energia elétrica ou
recorrendo à telecontagem.
No primeiro caso a CK desenvolveu em VBA Excel, folhas para fazer a análise dos
consumos. Uma dessas folhas faz a desagregação de faturas, nesta folha inserem-se os
valores que estão nas faturas e automaticamente esses valores vão ser separados por horas,
consoante o tempo que as cargas estão ligadas, (não sendo um método exato é mais correto
do que trabalhar com valores médios).
No segundo caso a CK desenvolveu outra folha que permite importar os dados da
telecontagem que já tem os consumos da instalação separados de hora a hora.
Definitivamente a telecontagem é o método mais exato, pois os consumos são os
reais, de hora a hora, meia em meia hora ou de um quarto em quarto de hora, dependendo
do software que se vai utilizar no dimensionamento do sistema fotovoltaico pode-se escolher
o melhor intervalo de tempo para retirar os consumos.
56
Neste projeto de autoconsumo a análise vai ser feita com acesso à telecontagem.
Pode-se aceder aos dados da telecontagem online e fazer o download, para uma
análise mais correta faz-se o download dos consumos dos últimos 12 meses.
Figura 61 – Telecontagem da EDP em Excel
Obtêm-se 12 ficheiros de Excel com os consumos, cada um correspondente a um mês
do ano. Com estes valores importam-se para o ficheiro Excel desenvolvido pela CK, que
transforma estes 12 ficheiros numa tabela de uma coluna, com 8760 linhas correspondentes
a 8760 horas do ano. Esta nova folha permite-nos analisar os consumos e verificar a potência
fotovoltaica a instalar. Neste caso de estudo chega-se à conclusão que o sistema a
dimensionar seria um sistema de autoconsumo com 115kWp/100kWn.
A potência de pico diz respeito à potência dos módulos fotovoltaicos e a potência
nominal à potência do inversor
Com os dados obtidos (8760 linhas de consumos) pode-se então transformar o
ficheiro Excel num ficheiro CSV para utilizar no software PVsyst (com se pode observar
mais à frente no secção 5.2.2).
57
Figura 62 – Importação dos valores da telecontagem para a folha desenvolvida pela CK
Figura 63 – Excerto da folha de Excel a ser importada para o software PVsyst
5.2-Dimensionamento
Da análise feita na secção anterior chegou-se à potência a instalar para este sistema
de autoconsumo, Pn=100kW e Pp=115kW.
58
A potência de pico deve ser superior em 10% à potência nominal dos inversores para
se garantir que estes operam à sua potência nominal durante mais horas, durante o dia, neste
caso de estudo vai-se optar por uma potência de pico de 115kWp (15% acima da potência
nominal).
Antes de fazer o dimensionamento deve-se analisar as condições de instalação do
local onde se vai instalar o sistema fotovoltaico. Para isso temos de ter em conta algumas
condições, nomeadamente:
-A área disponível para o gerador fotovoltaico;
-Se existem obstáculos e sombreamentos;
-Qual o tipo de terreno ou edifício onde irá ser instalado;
-Se o telhado onde será instalado é plano ou inclinado;
-Se a localização da instalação tem uma boa irradiação solar.
Para ajudar a conciliar todos estes aspetos usa-se um software de desenho 3D,
SketchUp (como se pode observar no secção 5.2.1).
Depois desta análise feita escolhem-se os vários componentes do sistema:
Módulo fotovoltaico;
Inversor;
Estrutura.
Módulo Fotovoltaico
Neste caso escolhem-se módulos de silício policristalino REC® 250PE de 250Wp de
potência cada. Este painel é composto por 60 células policristalinas protegidas por vidro
temperado de 3,2 mm de espessura com tratamento antirreflexo, tem como dimensões 1665
x 991 x 38 mm.
59
Tabela 2 - Dados do módulo fotovoltaico [51]
Para esta potência precisamos de saber o número de painéis que a instalação vai ter:
𝑁º 𝑀ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 𝑃𝑉 =
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑃𝑖𝑐𝑜
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑢𝑚 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 𝑃𝑉=
115 × 103
250= 460
(Equação 25)
Como a nossa instalação é num telhado de um edifício, é preciso acomodar os
módulos na superfície do telhado disponível. Para tal calcula-se a largura (L) e o
comprimento (C) associados a cada um deles.
𝐶𝑇𝐸𝐿𝐻𝐴𝐷𝑂 × 𝐿𝑇𝐸𝐿𝐻𝐴𝐷𝑂 = 18,04 𝑚 × 102,61 𝑚
𝐶𝑀Ó𝐿𝑈𝐿𝑂 × 𝐿𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂 = 1,665 m × 0,991 m
(Equação 26)
Efetuando a distribuição dos módulos segundo a largura:
𝐿𝑇𝐸𝐿𝐻𝐴𝐷𝑂
𝐿𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂
=102,61
0,991= 103,54 ≅ 103 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠
(Equação 27)
Efetuando a distribuição dos módulos segundo o comprimento:
𝐶𝑇𝐸𝐿𝐻𝐴𝐷𝑂
𝐶𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂
=18,04
1,665= 10,83 ≅ 10 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠
(Equação 28)
Da análise das equações anteriores chega-se à quantidade de painéis que se
conseguem colocar no telhado, neste caso:
103 × 10 = 1030 (Equação 29)
Assim conclui-se que se tem espaço suficiente para os 460 módulos fotovoltaico
necessários
60
Inversores
Os inversores escolhidos para este sistema de autoconsumo foram Fronius Symo
20.0-3-M de 20kW de potência. Estes inversores têm uma eficiência de 98.1% e uma
garantia de 2 anos que se pode estender até 7 anos, mediante um registo no site da Fronuius
International.
Para determinar a potência do inversor o valor deverá estar compreendido entre:
0,7 × 𝑃𝑃𝑉 < 𝑃𝐼𝑁𝑉𝐸𝑅𝑆𝑂𝑅 < 1,2 × 𝑃𝑃𝑉 (Equação 30)
Tabela 3 – Dados do inversor Fronius Symo 20.0-3-M de 20kW [52]
Para o número de inversores:
61
𝑁º 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑒𝑠 =
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙
𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑢𝑚 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟=
100 × 103
20 × 103= 5
(Equação 31)
Para o número máximo de strings ou fileiras é fixado pelo valor máximo de tensão
do sistema, isto é, pelo valor de tensão DC máxima permitida para interligar os módulos
fotovoltaico em série e também pelo valor máximo de tensão à entrada do inversor.
Caso haja uma falha na rede, o inversor dispara e, se estivermos perante um dia com
valores de temperatura muito baixos, a tensão em circuito aberto 𝑉𝑂𝐶 nos módulos
fotovoltaico pode transformar-se num valor alto, na eventualidade de haver um disparo no
lado AC do sistema fotovoltaico. Para resolver este problema limitamos o número de
módulos e o valor máximo de tensão em série dos módulos.
O valor de tensão no módulo fotovoltaico, com um valor de temperatura de -10ºC, é
calculado pela seguinte equação (no caso de faltar dados, pode-se considerar um aumento
de tensão com a temperatura é aproximadamente 14%):
𝑈𝑂𝐶(−10º𝐶) = 1,14 × 𝑉𝑂𝐶(𝐶𝑇𝑆) = 1,14 × 37,4 = 42,636 𝑉 (Equação 32)
Ao associar módulos fotovoltaicos existem algumas limitações:
-Tensão máxima de conexão entre os módulos (1000V);
-Tensão do módulo com uma temperatura de -10ºC;
-Tensão MPP
O número máximo de módulos ligados em série é dado por:
𝑛º𝑀Á𝑋. =
𝑈𝑀Á𝑋 𝐼𝑁𝑉.
𝑈𝑂𝐶(𝑀Ó𝐷𝑈𝐿𝑂−10º𝐶)
=1000
42,636= 23,24 ≅ 23
(Equação 33)
Para calcular o número mínimo de módulos em série tem que se ver a tensão mínima
de funcionamento do inversor. Neste caso 𝑈𝑀𝐼𝑁 𝐼𝑁𝑉. = 200 𝑉.
A tensão mínima de funcionamento ocorre normalmente quando se atinge a
temperatura máxima de funcionamento esperada para 70º C e pode ser calculada pela
62
seguinte equação (no caso de faltar dados, pode-se considerar que o decréscimo da tensão
com a temperatura é aproximadamente 18%):
𝑈𝑀𝑃𝑃(70º𝐶) = 0,82 × 𝑈𝑀𝑃𝑃 = 0,82 × 30,2 = 24,764 𝑉 (Equação 34)
Desta forma o número mínimo de painéis fotovoltaico ligados em série seria de:
𝑛º𝑀𝐼𝑁 =
𝑈𝑀𝐼𝑁 𝐼𝑁𝑉.
𝑈𝑀𝑃𝑃(70º𝐶)=
200
24,764= 8,076 = 8
(Equação 35)
Para calcular o número de string em paralelo tem de se saber a corrente máxima por
string e/ou a corrente máxima do inversor.
𝑛º𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 =
𝐼𝑀Á𝑋 𝐼𝑁𝑉.
𝐼𝑃 𝑀Á𝑋
=33
8,3= 3,976 = 3
(Equação 36)
O inversor escolhido, pode ter 3 strings por MPPT.
Sabendo que cada inversor tem dois MPPT, logo cada inversor pode levar 6 strings
(3 por MPPT). Neste caso com 5 inversores permitia a ligação de 30 strings, no entanto da
análise das tensões máximas e mínimas chega-se a um número de 20 strings ou seja 4 strings
por inversor, cada uma com 23 módulos o que perfaz 460 módulos.
No gerador fotovoltaico, cada string de 23 módulos, pode-se calcular:
𝑈𝑂𝐶(−10º𝐶) = 23 × 42,636 = 980,628 𝑉 (Equação 37)
𝑈𝑀𝑃𝑃(70º𝐶) = 23 × 24,764 = 569,572 𝑉 (Equação 38)
Analisando o datasheet do inversor conclui-se que estes valores de tensão estão
dentro dos valores aceitáveis.
Para calcular os cabos das strings temos:
𝐼𝑍 ≥ 1,25 × 𝐼𝐶𝐶 𝐷𝐶 (Equação 39)
63
𝐼 = 𝐼𝑆𝑇𝑅𝐼𝑁𝐺 × 1,25 = 8,86 × 1,25 = 11,075 𝐴
Logo vamos usar na strings um cabo solar de secção 4 𝑚𝑚2 (Cabo solar 2xPV1-F
4mm).
Para dimensionar fusíveis para cada string, temos que calcular a tensão e a corrente.
Primeiro vai ser calculado a tensão
𝑉 = 𝑀 × 1,15 × 𝑉𝑂𝐶 (Equação 40)
Em que:
M-Número de módulos em série em cada string
-VOC – Tensão em circuito aberto
Depois a corrente:
𝐼 = 1,15 × 𝐼𝐶𝐶 × 𝑁𝑠𝑡𝑟𝑖𝑛𝑔 (Equação 41)
Para o dimensionamento dos seccionadores temos:
𝐼𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 ≥ 1,25 × 𝐼𝑐𝑐 𝑃𝑉 ≥ 2 × 1,25 × 8,86 = 22,15𝐴 (Equação 42)
Vai ser usado um disjuntor DC bipolar de 25 A.
Para calcular os cabos DC (ligação do quadro de proteção ao inversor) são
dimensionados da seguinte maneira:
𝐼𝑍 ≥ 1,25 × 𝐼𝐶𝐶 𝐷𝐶
𝐼 = 2 × 𝐼𝑆𝑇𝑅𝐼𝑁𝐺 × 1,25 = 2 × 8,86 × 1,25 = 22,15 𝐴
(Equação 43)
Usamos também um cabo solar de 4 𝑚𝑚2.
64
Em anexo está o esquema elétrico do sistema fotovoltaico dimensionado (Anexo A).
5.2.1-Modelação 3D em SketchUp
Antes de se começar a fazer o dimensionamento é necessário saber se o cliente detêm
infraestruturas que permitam colocar o número de módulos que se prevê utilizar e ao mesmo
tempo, analisar se vão existir sombras que influenciem a produção do sistema fotovoltaico.
Um software que permite fazer isto é o SketchUp é um software de modelação 3D, uma
ferramenta essencial, pois conseguimos fazer a georreferenciação, orientação do sol (luz
solar) e ângulo de inclinação dos módulos fotovoltaicos, como se pode ver nas figuras
64,65,66 e 67.
Figura 64 – Software de modelação 3D em SketchUp
Figura 65 – Georreferenciação do sistema de autoconsumo fotovoltaico
65
Figura 66 – Modelação do edifício onde vai ser instalado o sistema de autoconsumo fotovoltaico
Figura 67 – Introdução de valores do Skelion
Usando uma extensão para o SketchUp, o Skelion, permite escolher o painel
que se vai usar, o ângulo, selecionar a estrutura (triangular ou complanar). Neste caso vai-se
selecionar um módulo fotovoltaico REC 235AE (que apresenta as dimensões do módulos
que se vai utilizar na instalação), numa estrutura complanar.
66
Figura 68 – Modelo 3D do edifício com a instalação fotovoltaico numa estrutura complanar
Depois do modelo 3D estar desenvolvido, verifica-se que existe espaço suficiente
para uma instalação de 115kWp.
5.2.2-Dimensionamento do sistema de autoconsumo no PVsyst
Uma vez que se sabe a potência que se pretende instalar (100kWn/115kWp), assim
como a área que é necessária, a orientação e inclinação, usa-se o software PVsyst para
dimensionar o projeto.
A primeira fase é fazer a georreferenciação. Este passo é importante, pois obtém-se
os dados meteorológicos de um ano de referência (o ano de 1990) que permite fazer uma
simulação o mais próxima da realidade possível.
67
Figura 69 – Georreferenciação no PVsyst
Depois ajusta-se o ângulo de inclinação (tilt) e o ângulo azimute (azimuth) dos
módulos fotovoltaicos. O ângulo azimute é composto entre a direção do módulo fotovoltaico
e o norte geográfico
Figura 70 – Inclinação da estrutura dos módulos fotovoltaicos
68
O passo seguinte é escolher os módulos fotovoltaicos e os inversores. Neste menu é
possível limitar a potência máxima instalada Escolher o número de módulos em serie e o
número de strings.
Figura 71 – Escolha dos módulos fotovoltaicos e inversores
Depois de selecionar o número de painéis e inversores pode-se observar todos os
valores de tensão dos inversores, máximos e mínimos são respeitados, assim como a variação
da tensão do arranjo dos módulos, para diferentes correntes e temperaturas. Neste caso e se
comparando com os cálculos que se efetuaram, verifica-se que os mesmos estão coerentes.
69
Figura 72 – Gráfico do dimensionamento do array
Para o PVsyst fazer a simulação mais precisa, e calcular as perdas ao longo dos
condutores, tem de se selecionar o tipo de condutor a utilizar na instalação, que neste caso
vai ser o alumínio e a secção do condutor para as strings de 4mm2.
Figura 73 – Seleção da secção dos cabos fotovoltaicos
70
A figura seguinte mostra a distribuição dos módulos pelas respetivas strings e pelos
inversores.
Figura 74 – Esquema de ligação do sistema fotovoltaico
Com o sistema devidamente dimensionado e os equipamentos escolhidos, importa-
se o ficheiro Excel csv criado na secção 5.1, este ficheiro contém o consumo energético do
cliente ao longo do ano (8760h do ano).
Com estas escolhas efetuadas e todos as variáveis definidas pode-se simular o
sistema.
O software vai fornecer vários outputs que no caso de se pretender realizar uma
análise financeira utilizando as folhas de Excel desenvolvidas pela CK, é necessário retirar
as seguintes variáveis:
-Necessidades energéticas do consumidor (Load);
-Energia fornecida ao consumidor;
-Energia disponível na saída do inversor;
-Energia injetada na rede;
-Fração solar (EUsed/ELoad);
71
-Performance de relação
-Sistema de produção normalizada;
-Referencia à Energia incidente.
Figura 75 – Escolha das variáveis para o projeto
E por fim o PVsyst faz o relatório, onde se pode verificar todas as variáveis que
definimos ao longo do projeto, desde a inclinação dos módulos fotovoltaicos, as
características dos módulos, características dos inversores, as perdas dos módulos
fotovoltaicos, as necessidades energéticas do consumidor, produção estimada do sistema
como se pode ver na figura seguinte, para além disso devolve um ficheiro excel com os
valores, ao longo de um ano, das variáveis escolhidas.
72
Figura 76 – Consumos e previsões da instalação fotovoltaica
A figura 77 mostra-nos um diagrama de fluxo de energia:
Figura 77 – Diagrama de perdas do sistema fotovoltaico
Em anexo está o relatório gerado pelo PVsyst (Anexo B).
73
5.3-Estudo da viabilidade económica
Com a simulação do PVsyst de seguida utiliza-se a folha VBA Excel também
elaborada pela CK e que permite realizar uma análise económica do sistema.
Esta folha é chamada de ProsumerPV e permite fazer a análise de viabilidade
económica do sistema que se dimensionou.
Para utilizar as folhas excel desenvolvidas pela CK, utiliza-se o ficheiro excel gerado
pelo PVSyst e copiam-se estes para a folha de Inputs_PVsyst da folha ProsumerPV (tabela
seguinte).
Tabela 4 – Input dos valores das variáveis
Com estes dados inseridos introduz-se a potência nominal para o sistema que neste
caso é de 100kW, escolhe-se a potência contratada se é ou não superior a 41,4kW, se existe
venda à rede ou não de energia, escolher os anos que se quer realizar a análise económica e
a seleção da tarifa praticada.
74
Figura 78 - Seleção da tarifa
Com a escolha da tarifa é preciso inserir os valores que o cliente está a pagar em cada
momento. Este cliente tem uma tarifa tetra-horária e devido ao comercializador em causa o
valor pago pela rede de energia já está incluído na tarifa. Como tal, apenas se preenche a
coluna de Energia Ativa (tem que se introduzir os valores das horas de vazio normal, horas
de super vazio, horas de cheia e horas de ponta) e colocar os valores do termo de rede e de
potência na tarifa de horas de ponta (PTHPT). Estes valores são retirados das faturas.
Tabela 5 – Tabela do ciclo horário (tetra-horário)
Ao analisar os consumos e produção de energia para autoconsumo, como os
consumos anuais da instalação foram obtidos da telecontagem da instalação, perspetiva-se
que os resultados sejam muito próximo do esperado. Assim, para uma análise mais realista
do que será o autoconsumo do edifício elaborou-se um gráfico diário, das 00:00 às 23:59,
correspondente ao acumulado dos consumos e energia para autoconsumo para todos os dias
de um ano. Este gráfico corresponde à figura 79.
Hora de Inverno InícioHora de Inverno FinalHora de Verão InícioHora de Verão Final% Inverno % Verão Energia Ativa Redes de EnergiaTarifa PTHPT
0,09220 € 00:00 02:00 00:00 02:00
0,09220 € 06:00 07:00 06:00 07:00
Super Vazio 0,09100 € 02:00 06:00 02:00 06:00 16,67% 16,67% 0,09100 € - €
0,12320 € 07:00 09:30 07:00 09:15
0,12320 € 12:00 18:30 12:15 23:59
0,12320 € 21:00 23:59
0,13220 € 09:30 12:00 09:15 12:15 0,13220 € - €
0,13220 € 18:30 21:00Pontas 20,83% 12,50%
Ciclo Semanal - TETRA-HORARIA - FER, Segunda a Sexta
Cheias 50% 58,33% 0,12320 € - €
0,2325 €
Tarifas(€)
Vazio
Normal 12,50% 12,50% 0,09220 € - €
75
Figura 79 – Gráfico com os consumos
Para realizar uma análise financeira sobre o sistema fotovoltaico em causa
considerou-se os diferentes períodos horários da tarifa tetra horária, pois cada período tem
um valor correspondente.
Este investimento teve ainda em conta outros fatores, como o aumento da energia
elétrica, uma taxa de atualização, a depreciação anual de produção dos painéis fotovoltaicos
e um valor de manutenção anual de todo o sistema fotovoltaico (correspondente a 1% do
valor do investimento inicial). Na tabela seguinte podem verificar-se quais as considerações
tomadas nesta análise económica.
Tabela 6 – Considerações para o estudo económico-financeiro
100
2.00%
Sem IVA 124,627.80 €
1,246.28 €
0.70%
3.20%
Valor de Manutenção Anual
Potência nominal (Kw)
Taxa de atualização
Investimento Inicial
Depreciação Anual Produção
Taxa de Aumento (ERSE) anual
76
A partir do estudo feito e apresentado nas tabelas acima foram obtidos os períodos de
recuperação do investimento (PRI e PRIA), taxa interna de rentabilidade (TIR) e o retorno
de investimento (ROI), apresentados na tabela seguinte.
Tabela 7 – Indicadores revelantes para estudo económico-financeiro
Poupança no primeiro ano (€) 24,470.44
VAL - Valor Atualizado Líquido (€) 468831.88
TIR - Taxa Interna de Rentabilidade (%) 18%
ROI - Retorno de Investimento (€) 3.76
PRIA - Payback com atualização de capital 5 Anos e 6 Meses
LCOE - Levelized Cost of Energy (€/kWh) 0.038
Tarifa Média Evitada (€/kWh) 0.118
Custo por Wp instalado (€) 1.08
Figura 80 – Representação gráfica do período de retorno de investimento
77
Tabela 8 – Valores da tarifa de energia elétrica com base no aumento percentual anual para os diferentes
períodos horários
Anos Vazio Normal Super Vazio Cheias Pontas
0 0,0922 0,091 0,1232 0,1322
1 0,09515 0,09391 0,12714 0,13643
2 0,09820 0,09692 0,13121 0,14080
3 0,10134 0,10002 0,13541 0,14530
4 0,10458 0,10322 0,13974 0,14995
5 0,10793 0,10652 0,14421 0,15475
6 0,11138 0,10993 0,14883 0,15970
7 0,11494 0,11345 0,15359 0,16481
8 0,11862 0,11708 0,15851 0,17009
9 0,12242 0,12083 0,16358 0,17553
10 0,12634 0,12469 0,16881 0,18115
11 0,13038 0,12868 0,17422 0,18694
12 0,13455 0,13280 0,17979 0,19292
13 0,13886 0,13705 0,18554 0,19910
14 0,14330 0,14144 0,19148 0,20547
15 0,14789 0,14596 0,19761 0,21204
16 0,15262 0,15063 0,20393 0,21883
17 0,15750 0,15545 0,21046 0,22583
18 0,16254 0,16043 0,21719 0,23306
19 0,16774 0,16556 0,22414 0,24052
20 0,17311 0,17086 0,23132 0,24821
21 0,17865 0,17633 0,23872 0,25616
22 0,18437 0,18197 0,24636 0,26435
23 0,19027 0,18779 0,25424 0,27281
24 0,19636 0,19380 0,26238 0,28154
25 0,20264 0,20000 0,27077 0,29055
Tarifas após aumento de (ERSE) 3.2%
78
Tabela 9 – Valores de energia elétrica utilizados para autoconsumo e poupança mensal
Autoconsumo de Energia (kWh) Poupança mensalProduzida não
consumida (kWh)Poupança mensal
Total Autoconsumo (kWh/mês)Total Autoconsumo
(€/mês)
Total Venda à
RESP(kWh/mês)
Total Venda à
RESP (€/mês) Janeiro
2065,52 190,44 10,94 0,48 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
1531,01 202,40 317,60 13,87 Ponta
4591,37 565,66 737,85 32,23 Cheias
Fevereiro
2429,63 224,01 179,14 7,84 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
1492,47 197,30 361,19 15,80 Ponta
4875,77 600,69 1130,79 49,46 Cheias
Março
2491,08 229,68 611,23 13,95 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
1662,19 219,74 1476,42 33,69 Ponta
5598,61 689,75 3265,58 74,52 Cheias
Abril
3986,07 367,52 1173,03 16,98 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
2185,44 288,91 2085,45 30,18 Ponta
5879,54 724,36 2838,13 41,07 Cheias
Maio
4567,49 421,12 439,06 17,09 Vazio Normal
0,60 0,05 0,00 0,00 Super Vazio
4351,62 575,28 918,47 35,75 Ponta
9980,59 1229,61 1117,78 43,51 Cheias
Junho
5147,94 474,64 8,26 0,31 Vazio Normal
7,69 0,70 0,00 0,00 Super Vazio
4859,19 642,38 157,68 5,92 Ponta
11754,20 1448,12 138,45 5,20 Cheias
Julho
5297,49 488,43 0,00 0,00 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
5553,34 734,15 11,56 0,53 Ponta
12203,64 1503,49 0,00 0,00 Cheias
Agosto
4870,07 449,02 0,00 0,00 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
5288,70 699,17 0,00 0,00 Ponta
11087,12 1365,93 0,00 0,00 Cheias
Setembro
4300,78 396,53 0,00 0,00 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
4104,71 542,64 0,00 0,00 Ponta
8438,39 1039,61 0,00 0,00 Cheias
Outubro
2674,87 246,62 0,00 0,00 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
3819,30 504,91 2,17 0,10 Ponta
6549,25 806,87 0,00 0,00 Cheias
Novembro
1870,17 172,43 0,00 0,00 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
1920,41 253,88 38,43 1,46 Ponta
5242,06 645,82 72,05 2,73 Cheias
Dezembro
2138,70 197,19 31,71 1,80 Vazio Normal
0,00 0,00 0,00 0,00 Super Vazio
1576,99 208,48 14,08 0,80 Ponta
4053,89 499,44 50,85 2,88 Cheias
Total (kWh) Total (€) Total (kWh) Total (€)
170,45 20.046,99 € 17187,91 448,14 € 24.470,44€
Poupança na Potência de horas de Ponta 3.975,32 €
79
Para a apresentação de proposta ao cliente utilizava-se uma tabela resumo, com todas
as escolhas efetuadas ao longo do projeto e que resume também a parte económica do
projeto:
Figura 81 – Tabela resumo
P Instalada (kWp ) Simulador PVsyst®
P Nominal (kW ) Base de Dados Meteonorm® 6.1
Ciclo/Tarifa Encargo anual original (sem autoconsumo) 95.642,86 €
Período de análise [Anos] 25 Anos
Taxa de atualização de capital 2,00%
Aumento do custo de energia 3,20%
Depreciação da produção anual 0,70%
Comparticipação 0%
Modelo Quantidade Garantia
Paineis Módulo REC250PE 460 12 Investimento Total s/IVA (€) 124627,80
Inversores Fronius Symo 20.0-3-M 5 5 Poupança no primeiro ano (€) 24.470,44
Estrutura Estrutura para fixação de paineis fotovoltaicos apoiados numa estrutura Triangular 0 5 VAL - Valor Atualizado Líquido (€ ) 468831,88
Monotorização Solar-Log 2000 1 2 TIR - Taxa Interna de Rentabilidade (%) 18%
Retorno de Investimento (€) 3,76
Energia comprada à rede (MWh) 40471,4 Payback c/ atualização de capital 5 Anos e 6 Meses
Energia autoconsumida (MWh ) 3921,7 LCOE - Levelized Cost of Energy (€/kWh) 0,038
Energia vendida à rede (MWh ) 395,5 Tarifa Média Evitada (€/kWh) 0,118
Toneladas de Carbono evitadas (Ton ) 2996,1 Custo por Wp instalado (€) 1,08
Performance Ratio - Desempenho do sistema em relação ao máximo teórico (%) 85,3%
Fração Solar - Contributo do sol para os consumos energéticos globais (%) 19,7% Vazio Normal 0,09220 €
Produção Específica no primeiro ano (kWh/kWp) 1632 Super Vazio 0,09100 €
Cheias 0,12320 €
Pontas 0,13220 €
Tarifa em vigor
VISÃO GLOBAL DO PROJETO
Distribuição dos custos Considerações técnico-financeiras
Dados energéticos previstos em 25 Anos
Desempenho Financeiro
13.Semanal com Feriados TETRA-HORARIA
100
115,0
-200000
0
200000
400000
600000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Break Even
68.452,38 € ; 55%
9.309,52 € ; 8%
15.300,00 € ; 12%
1.565,48 € ; 1%
11.787,08 € ; 10%
17.797,62 € ; 14%
Módulos fotovoltaicos Estrutura de fixação Inversores
Monitorização Cablagens e proteções Projeto e instalação
0
50
100
150
200
250
300
350
KWH
HORAS
Médias Anuais e Dia de Mínimos e MáximosDia de Autoconsumo Máximo Autoconsumo médio Anual Dia de Autoconsumo minimo Dia de consumo Mínimo
Consumo médio Anual Dia de consumo Máximo Produção maxima
80
Ao observar todos os gráficos, tabelas e valores que estão na secção onde é possível
tirar todas as conclusões em relação a este estudo. Esta ferramenta permite fazer uma análise
mais detalhada e perceber qual a potência que se deve instalar para que o sistema fotovoltaico
seja mais rentável.
Assim sendo em cada caso fazia-se mais do que um estudo, para valores de potência
diferentes e no final fazer a escolha da potência que torno o sistema fotovoltaico com um
Payback menor.
Acresce ainda, como fator externo mas não menos importante, o aumento que as
tarifas elétricas têm sofrido nos últimos anos e que se prevê continuarem a sua escalada ao
longo dos próximos anos (mesmo que nesta análise se tenha em conta este fator não se pode
dizer que esteja a ser desenvolvido da melhor maneira dada a imprevisibilidade do custo da
energia elétrica) como tal, ainda se torna mais apetecível economicamente este tipo de
investimento, dado que o fotovoltaico já atingiu a paridade de rede e neste momento
consegue fornecer energia mais barata que o custo de aquisição por parte do cliente, tal como
demonstrado pelo LCOE (custo da energia por kWh produzida pelo sistema ao longo do
tempo de vida do projeto), que neste caso é 0,038 €.
Após a realização deste estudo foi possível averiguar que a poupança energética
alcançada pelo autoconsumo corresponde a uma poupança de 19.7% na fatura anual. Esta
poupança é alcançada considerando os consumos de Janeiro a Dezembro de 2015 totalizando
864,013 MWh e a parcela de autoconsumo, com base na simulação efetuada, 170,45 MWh,
havendo excedente de energia para injetar na rede no valor de 17,187MWh.
Este estudo teve em consideração um aumento anual da energia elétrica de 3,2% (nos
últimos três anos o aumento líquido foi de 32%), uma taxa de atualização de 2% e um valor
de manutenção de 1246,28€ no primeiro ano. No final do primeiro ano de instalação temos
uma poupança de 24470,44 €
. Em termos económicos, o retorno de investimento ocorre no 5º ano e 6 meses de vida
do projeto. Este projeto tem uma TIR de 18% e um ROI de 3,76€.
81
6-Bombagem Solar
O sistema de bombagem solar consiste em aproveitar o sol para retirar água de um
furo, poço ou rio.
Se os sistemas de armazenamento de energia elétrica são caros e com problemas de
manutenção, torna os sistemas de bombagem solar excelentes para utilizar em zonas onde
não existe RESP (e não só).
Aplicar um sistema de bombagem solar onde existe RESP, permite poupar energia
elétrica proveniente da RESP e, por conseguinte, reduz-se a fatura elétrica e recupera-se o
investimento num curto espaço de tempo. Este sistema é usado para explorações agrícolas,
exploração pecuárias, abastecimento de água potável e recirculação de água em piscinas.
A alimentação das bombas pode ser em DC ou AC, dependendo da bomba que se
utiliza. A escolha entre uma bomba DC ou uma bomba AC, depende da quantidade de água
que se necessita e consequentemente a potência da bomba.
Para caudais mais pequenos a escolhe recai nas bombas DC, no entanto para grandes
caudais as bombas AC continuam a ser a escolha mais frequente. Em termos de bombas,
importa distinguir bombas helicoidais de bombas centrífugas.
Figura 82 - Bomba helicoidal e bomba centrífuga
82
As primeiras podem funcionar na vertical desde que se garante que não aspiram
impurezas e conseguem elevar agua a grandes alturas manométricas, enquanto as segundas
com um angulo máximo de 30º em relação à horizontal.
Um sistema de bombagem com bombas AC, precisa de painéis fotovoltaicos,
inversor, bomba AC e variadores de velocidade. As bombas AC precisam do máximo de
energia produzida para funcionar. Dessa forma, faz com que a bomba AC só funcione
quando a potência nominal da bomba estiver disponível no sistema fotovoltaico.
Um sistema com bombas DC precisa de painéis fotovoltaicos, um controlador (em
vez do inversor) e uma bomba DC. As bombas solares de DC, funcionam aproveitando ao
máximo a potência disponível do sol, ou seja são bombas que funcionam em velocidade
variável, por meio da variação de tensão, o que permite utilizar a potência disponibilizada
pelo painel solar naquele instante.
As bombas DC que faz com que a bomba entre em funcionamento mesmo que não
esteja disponível a potência nominal da mesma, tendo um ciclo de funcionamento que se
explica mais à frente.
Com a bombagem solar pode-se alimentar bombas de furo, bombas de superfície,
bombas de piscina. Na secção 6.1, dimensiona-se um sistema de bombagem para aplicação
num furo.
A implementação destes sistemas pode ser em:
- Locais sem RESP;
- Locais com RESP.
Em qualquer umas das situações anteriores, as bombas solares podem ser aplicadas
em sistemas de:
- Rega direta;
- Rega com recurso a depósito.
Nos sistemas de rega direta é necessário um dimensionamento mais pormenorizado
que garanta a pressão mínima necessária no último aspersor do sistema de rega.
83
Nos sistemas de rega com recurso a depósito, já não é necessário esse cuidado já que
o caudal mínimo e pressão não interessam, mas sim chegar ao fim do dia com “X” m3 de
água no deposito.
Nos sistema de bombagem solar a utilização de seguidores solares são mais
vantajosos pois consegue-se mais horas de sol/dia, que permite colocar em funcionamento a
bomba durante mais horas, uma vez que temos a potência nominal da bomba durante mais
horas/dia.
6.1-Dimensionamento bombagem solar
Nesta secção vai-se dimensionar um sistema de bombagem solar DC para aplicar
num furo artesiano. Para um dimensionamento mais preciso é usado o software Compass,
este software é da alemã Lorentz líder e marca de referência em bombagem solar DC.
As bombas DC da Lorentz têm o mesmo funcionamento das bombas trifásicas. As
bombas da marca alemã têm um motor sem escovas com um desfasamento de 120º. O
controlador da bomba controla o funcionamento do sistema e ajusta a tensão de saída em
tempo real em função da variação da intensidade da irradiação, a saída do controlador é feito
por PWM, sendo que o que é aplicado à bomba é o valor médio da tensão da onda quadrada.
A vantagem de utilizar este tipo de software prende-se com o facto de usarem bases
de dados com as condições climatéricas dos últimos 30 anos o que, tirando anos anormais
em termos climatéricos, permite um cálculo muito próximo da realidade.
Para o dimensionamento de um sistema de bombagem existem parâmetros que são
importantes para o mesmo, tais como:
-Local da instalação;
-Inclinação dos módulos fotovoltaicos;
-Comprimento da cablagem elétrica DC;
-Rendimento diário necessário (m3/dia);
84
-Nível de água estático;
-Distância entre o furo e o depósito;
-Meses de utilização/aplicação (rega ou alimentação de animais).
A figura seguinte mostra um sistema de bombagem de furo artesiano com recurso a
depósito.
Figura 83 - Disposição do sistema de bombagem solar [53]
Sabendo estes parâmetros pode-se então proceder ao dimensionamento do sistema,
inicialmente é preciso definir o tipo de sistema que se pretende, furo artesiano, superfície
(poço/rio ou piscinas), ver figura seguinte.
85
Figura 84 - Escolha do sistema de bombagem
Depois de escolher o tipo de sistema, segue-se a introdução de parâmetros, a figura
seguinte mostra o painel para introdução de parâmetros.
Figura 85 – Software COMPASS 3.1 (painel introdução parâmetros)
Neste caso concreto vamos escolher:
86
-Local da instalação;
-Tomar
-Inclinação dos módulos fotovoltaicos;
-30º
-Comprimento da cablagem elétrica DC;
-240m
-Rendimento diário necessário (m3/dia);
-22m3/dia
-Nível de água estático;
-120m
-Distância entre o furo e o depósito;
30m
-Meses de utilização/aplicação.
- Maio a Setembro.
Com os parâmetros introduzidos pode-se simular o sistema de bombagem, o software
vai produzir um relatório com todos os componentes do sistema de bombagem solar, desde
a bomba, número de painéis e sua associação, cabos a utilizar e secção dos tubos.
O relatório comtempla também gráficos com os caudais previsto por dia e por hora.
87
Figura 86 – Caudal diário e caudal horário
O gráfico de cima permite perceber que o caudal diário varia com a disponibilidade
solar ao longo do ano. Da análise do segundo gráfico pode-se verificar o que foi explicado
anteriormente relativamente à utilização da potência disponível no sistema fotovoltaico pela
bomba ser progressivo, o somatório do caudal hora, dá o caudal médio diário.
Os gráficos seguintes permitem analisar os valores médios dos caudais mensais,
comparativamente aos valores médios de energia, irradiação, pluviosidade e temperatura
ambiente.
Figura 87 – Médias diárias do sistema de bombagem
88
Para além dos gráficos anteriores que trazem um valor comercial acrescido, o
software facilita o trabalho do projetista já que devolve o esquema de ligações dos módulos
fotovoltaicos, ver figura seguinte.
Figura 88 – Esquema elétrico de ligação dos módulos fotovoltaicos.
Para o sistema pretendido o software sugere uma bomba PS4000 HR-14HL-2 –D da
Lorentz, com 18 painéis ligados em duas séries de 9 painéis cada, vai permitir ter um caudal
diário de 22m3, tal como se pretendia, as tubagens têm de ter 35mm diâmetro interior para
não existirem perdas de carga, os cabos de alimentação com secção de 8mm2. Este tipo de
dimensionamento com recurso a este software permite fazer varias comparações facilmente,
que em termos comerciais é uma mais valia.
Em anexo está o relatório gerado pelo Compass (Anexo C).
89
7-Conclusões
A elaboração deste relatório representa a conclusão do Mestrado em Engenharia
Eletrotécnica com Especialização em Controlo e Eletrónica Industrial.
Ao longo do período de estágio na Critical Kinetics fui conhecendo os sistemas de
autoconsumo e descobrindo a diferença entre eles. Os fundamentos, ou seja, os sistemas
isolados, ligação à rede e os sistemas híbridos, como os de bombagem solar.
Durante o período de estágio foi possível colocar em prática muitos dos conceitos e
conhecimento que adquiri ao longo de toda a minha formação.
Chegado ao fim deste período levo comigo um vasto conhecimento e a perceção do
que são os sistemas de autoconsumo, toda a sua evolução e as perspetivas de futuro nesta
área do conhecimento
Este estágio também deu para evoluir como profissional, mas também como pessoa.
91
8- Referências Bibliográficas
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[3] http://critical-kinetics.pt/CK_SolarAcademy/apresentacao-academy.html
[4] http://critical-kinetics.pt/LED21/apresentacao-iluminacaoled.html
[5] http://critical-kinetics.pt/Mobilidade21/mobilidade-21-apresentacao.html
[6] http://critical-kinetics.pt/apresentacao-ck-comfort.html
[7] http://critical-kinetics.pt/ck-efficiency.html
[8] http://critical-kinetics.pt/Instituicoes-Parceiras/instituicoes-parceiras.html
[9] http://critical-kinetics.pt/A-Empresa/a-empresa.html
[10] http://critical-kinetics.pt/A-Empresa/a-empresa.html
[11] http://critical-kinetics.pt/A-Empresa/a-empresa.html
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[15] https://pt.wikipedia.org/wiki/Alexandre_Edmond_Becquerel
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[21]http://www.nauka.gov.pl/en/the-jan-czochralski-year_1/jan-czochralski-his-life-and-
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[25] https://en.wikipedia.org/wiki/Nimbus_program
[26] António M. Vallêra, “Meio século de História Fotovoltaica”, Departamento de Física e
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[27] http://www.apren.pt/fotos/editor2/graficos_com_titulo_03.jpg
[28] http://greensavers.sapo.pt/2013/05/06/10-razoes-para-portugal-investir-na-energia-
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[33] http://www.energia.pt/pt/fotovoltaico
93
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novo regime de Produção Distribuída, Setembro de 2014”
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[36] http://www.futursolutions.pt/docs/EnquadProdDistri.pdf
[37] Prof. Msc. Alex Vilarindo Menezes, “Energia Solar Fotovoltaica”, “Capitulo 2 –
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Tecnologia de Células, Módulos e sistemas de Concentração”
[40] https://sites.google.com/site/reeetech/home/photovoltaic
[41] Filipe Alexandre de Sousa Pereira, Manuel Sarmento Oliveira, “Curso Técnico
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[42] http://paginas.fe.up.pt/~ee03096/index_ficheiros/Page666.htm
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[44] http://www.ccbs-energia.pt/loja/produtos/baterias/agm
[45] http://www.tecnologia.com.pt/2016/02/baterias-ioes-litio-proibidas-viajar-voos-
passageiros/
[46] http://www.steca.com/index.php?Steca-PR-10-30-en
[47] http://paginas.fe.up.pt/~ee03096/index_ficheiros/Page849.htm
94
[48] http://www.fronius.com/cps/rde/xchg/SID-5497B211-
F82FEC06/fronius_international/hs.xsl/83_30415_ENG_HTML.htm#.V3jxe9IrK70
[49] http://www.d-solarsystems.com/#!monitorizao-de-energia/ct27
[50] http://www.solar-log.com/en/products-solutions/solar-log-1200/overview.html
[51] Datasheet REC 250W PE
[52] Datasheet Fronius Symo 20.0-3-M de 20kW
[53] http://www.ffsolar.com/products/pdf/pumps_lorentz_ps_manual_pt.pdf
95
9-Anexos
Anexo A
Esquema elétrico do sistema de autoconsumo fotovoltaico de 100kWn
96
97
Anexo B
Relatório da simulação em PVsyst do sistema de autoconsumo fotovoltaico de
100kWn
98
99
100
101
Anexo C
Relatório da simulação no Compass do sistema de bombagem solar